Уникальность подхода к разработке месторождений Салымской группы связана с тем, что весь эксплуатационный фонд был охвачен современным комплексом геофизических исследований, проводимых в открытом стволе скважин за одну спускоподъемную операцию. Преимущества современных методов исследований скважин перед традиционными сегодня бесспорны — они позволяют с большей достоверностью оценивать ключевые петрофизические параметры, оптимально планировать разработку и осуществлять ее контроль. В настоящей статье рассматривается опыт проведения сбора и анализа геолого-геофизических данных на месторождениях, разрабатываемых компанией «Салым Петролеум Девелопмент». Также описаны основные моменты организации рабочего процесса и подходов к интерпретации геофизических данных.

Ввиду истощения легкодоступных запасов добыча нефти в настоящее время все больше смещается в сторону шельфа. Плюс все активнее разрабатываются программы по переходу на нетрадиционные энергоресурсы: сланцевые газ или нефть, высоковязкие нефти или залежи природных битумов. Но вместе с тем на разрабатываемых площадях и даже в уже пробуренных скважинах сегодня содержится немалый резерв для поддержания и наращивания добычи, не требующий существенных изменений технологии разработки. Техническое несовершенство комплекса геофизических исследований скважин (ГИС) в отрытом стволе сильно ограничивает возможности оптимальной разработки и даже приводит к тому, что некоторые перспективные объекты могут так и остаться невыявленными. Стандарты сорокалетней давности, которыми до сих пор руководствуются при проведении ГИС, также давно изжили себя и, следовательно, тоже требуют пересмотра. Взять, к примеру, проблему контроля выработки запасов, методы которой основаны на сравнении текущих и начальных данных. Традиционный комплекс ГИС открытого ствола в эксплуатационных скважинах в принципе не позволяет адекватно оценивать флюидонасыщенность в тонкослоистом и неоднородном разрезе, который как раз представляет интерес, так как вырабатывается в последнюю очередь. Подобные начальные данные не могут служить надежной основой при контроле выработки запасов. Поэтому планирование геолого-технологических мероприятий на месторождении в целом и комплекса геофизических исследований скважин в частности — это важная составная часть рационального использования ресурсов недр. В этой связи опыт «Салым Петролеум Девелопмент» (СПД) можно считать показательным. Реализованный компанией семь лет назад проект в Западной Сибири до сих пор остается одним из самых успешных как в России, так и в масштабах мировой нефтегазовой индустрии. Дело в том, что Салымская группа месторождений — пока что единственная в Западной Сибири, где на всем эксплуатационном фонде был выполнен современный комплекс ГИС, записанный за одну спускоподъемную операцию, и где комплекс гидродинамических исследований скважин (ГДИС), обеспечивающий дифференциальные замеры пластового давления и параметры пластового флюида, является рутинной операцией, проводимой в каждой пятой скважине. Примерно в каждой двадцатой эксплуатационной скважине выполняются операции по отбору керна и регулярно про- водится ядерно-магнитный каротаж (ЯМК), а также углерод-кислородный (С/О) каротаж, измерения удельного электрического сопротивления (УЭС) в колонне и трассерные исследования. Кроме того, СПД активно использует байпасную систему «Зенит» для проведения промыслово-геофизических исследований в естественном режиме работы добывающих скважин. Целесообразность и значимость каждой из операций, порядок ее проведения — это также результат тщательной работы команды СПД и ее подрядных организаций. Благодаря тесному взаимодействию с сервисными компаниями, интеграции лучших российских и зарубежных технологий нам удалось достичь выдающегося показателя — более 35 млн. т накопленной добычи с момента запуска Салымского проекта в декабре 2004 года.

СБОР ДАННЫХ

Салымская группа месторождений включает в себя три месторождения: Западно-Салымское, Ваделыпское и Верхнесалымское. Основные объекты разработки — нижнемеловые отложения черкашинской свиты (пласты АС10–АС11) с суммарными извлекаемыми запасами С1+С2 152,6 млн. т. Первая нефтяная скважина была пробурена на Западно-Салымском месторождении весной 2004 года, а по состоянию на декабрь 2011 года пробурено более 650 скважин. Все месторождения Салымской группы охвачены каротажем, выполненным компанией Schlumberger единой связкой приборов Platform Express (PEX). Вторым по массовости применения на месторождениях комплексом ГИС стала современная каротажная аппаратура отечественного производства доработанная специалистами СПД и ОАО «Когалымнефтегеофизика» и объединенная в единую связку «Комбо», а также ее усовершенствованная модификация «СуперКомбо».

Помимо этого, во всех скважинах применяется расширенный (по российским меркам) комплекс методов, который обычно проводится в основном в по- исковых и разведочных скважинах. Вне зависимости от типа связки в его состав входят: многозондовый гамма-гамма плотностной каротаж (ГГКп), нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (ННКт), гамма-каротаж, комплекс разноглубинных методов измерения УЭС, кавернометрия (профилеметрия) (КВ), акустический каротаж (АК), микробоковой каротаж (МБК). В зависимости от типа связки приборов могут применяться и дополнительные методы: в PEX — измеряется потенциал самопроизвольной поляризации (SP) и фотоэлектрический фактор (PEFZ), а в связке «СуперКомбо» — используются микрозонды (МГЗ и МПЗ). Проведение описанного комплекса ГИС за одну спускоподъемную операцию накладывает дополнительные требования к качеству ствола скважины, однако получаемая при этом выгода несоизмеримо больше. Во-первых, обеспечивается полнота данных. Во-вторых, сокращается время каротажа. Так, среднее время каротажа при средней глубине скважины 3000 м составляет всего 4–5 часов. Более полный комплекс геофизических исследований и работ в скважинах (ГИРС) в совокупности с изучением керна позволяет расширить спектр производственных задач и обеспечивает большую достоверность собранных данных. В соответствии с разработанной программой сбора информации на каждом кусте из специально на- меченных скважин, отражающих особенности геологического строения изучаемых отложений, выполняется отбор керна. Из всех скважин СПД осуществлен 100%-ный вынос керновых колонок длиной по 50–60 м (по технологии ЗАО ННП «СибБурМаш»). Эффективность технологии отбора и выдающаяся сохранность материала полностью исключили традиционные проблемы с глубинной увязкой керна и позволили добиться высокой плотности образцов на единицу длины разреза (не менее трех-четырех образцов на метр). В 2011 году на Салымских месторождениях СПД и компания «СибБурМаш» установили рекорд — 61 м керна при 100%-ном выносе за одну спускоподъемную операцию. Не менее важную роль в работе по исследованию скважин сыграла и уникальная схема взаимоотношений СПД с подрядными организациями. Ее основные принципы — это «премиальная система» и «политика без обвинений». Благодаря такому подходу среднее время каротажа удалось снизить до 4–5 ч и установить рекорд времени каротажа — 3 ч 01 мин в скважине глубиной 2690 м.

ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОЧЕГО ПРОЦЕССА: СЛУЖБА ПЕТРОФИЗИКИ СПД

В структуру петрофизической службы СПД входят полевая команда петрофизиков (два человека, работающие вахтовым методом) и группа петрофизиков московского офиса (три человека). Полевой петрофизик отвечает за выдачу оперативного (в процессе проведения ГИС) и полевого (после проведения ГИС) петрофизических заключений. Иными словами, уже через 15 мин после прохождения продуктивной зоны каротажной связкой приборов, когда геофизическая аппаратура еще поднимается из скважины, увязанные по глубине данные попадают к полевому петрофизику. Он оценивает их качество и выполняет интерпретацию, на основании которой делается оперативное петрофизическое заключение. Это заключение необходимо для принятия оперативных решений по скважине (спуск обсадной колонны, ликвидация скважины по геологическим причинам, бурение бокового ствола на запасную цель), чтобы свести к минимуму время простоя буровой бригады. Не позднее чем через три часа после окончания записи каротажа, полевой инженер геофизической бригады предоставляет данные для формирования полевого петрофизического заключения. Кроме стандартных параметров, отчет включает также эффективную толщину, характер флюидонасыщения, коэффициенты пористости, проницаемости и нефтенасыщенности. Также в него включаются данные об ожидаемых дебитах по нефтяной и водной фазам. На этом финальном заключении основывается стратегия повторного вскрытия пласта (перфорации).

Роль петрофизиков московского офиса заключается в планировании и организации мероприятий по скважинным исследованиям, разработке методик интерпретации и постоянном мониторинге результатов интерпретации ГИС, выполняемых полевой командой. Такой подход позволяет своевременно выявлять все недостатки в методике интерпретации и добиваться высокой достоверности даже таких сложно-предсказуемых параметрах, как производительность скважины и обводненность продукции. Получаемые данные служат надежной основой для принятия решений о выборе интервалов перфорации и играют ключевую роль при освоении скважины на депрессии, когда перфорация производится в скважине, уже оснащенной глубинным насосом, и неправильный прогноз производительности скважины может повлечь за собой лишнюю спускоподъемную операцию для замены насоса. Данный подход, применявшийся на месторождениях Салымской группы, позволил собрать уникальный по полноте, качеству и статистической представительности каротажный и керновый материал.

ОЦЕНКА ПОРИСТОСТИ

Как известно, плотностной каротаж представляет собой один из самых достоверных методов ГИС для определения пористости. ГГКп входит в обязательный комплекс ГИС на месторождениях Салымской группы, поэтому расчет пористости по данным ГГКп на данный момент является базовым. Основное отличие от стандартного расчета пористости через объемную плотность состоит в использовании процедуры деконволюции, которая проводится с целью повышения достоверности оценки фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) маломощных и тонкослоистых коллекторов.

Данная технология основывается на регистрации с помощью малого зонда плотностного каротажа плотности потока гамма-излучения, рассеянного горной породой при ее облучении стационарным источником гамма-квантов. Для этого показания ближнего детектора сглаживаются до вертикальной разрешенности дальнего. Затем вычисляется разность исходной и отфильтрованной кривых малого зонда, т.е. искомая высокочастотная компонента. В дальнейшем извлеченный высокочастотный сигнал добавляется к зарегистрированной кривой объемной плотности (рис.1). В результате полученная диаграмма сохраняет низкочастотный тренд исходных данных с поправкой на искажающее влияние скважины и вмещающих пород и приобретает вертикальную разрешающую способность малого зонда, близкую 0,2 м. Здесь же необходимо отметить важность правильного квантования каротажных данных. Проблема заключается в том, что стандартно применяемый шаг квантования 0,1–0,2 м сам по себе приводит к подавлению полезной высокочастотной компоненты. Проведенные эксперименты по увеличению шага квантования показали, что 5 см — это достаточная величина для сохранения высокочастотного сигнала и осуществления некоторого «шумоподавления». В связи с этим мы сформировали требование к подрядчикам по каротажу по выдаче данных плотностного каротажа с шагом дискретизации 5 см. Применение деконволюционной технологии позволяет проводить адекватную оценку пористости и эффективной толщины коллекторов мощностью до 0,2–0,3 м (рис. 2).

ОЦЕНКА НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ

Главная особенность при оценке нефтенасыщенности по ГИС на салымских месторождениях заключается в использовании модели электрической проводимости и модели переходной зоны, построенной по данным капиллярометрии. Эти методы не только дополняют друг друга, но и позволяют расширить возможности интерпретации до определения коэффициента нефтенасыщенности Кн в тонкослоистом разрезе, а также оценки степени выработки запасов и осуществления дополнительного контроля качества расчета проницаемости. Говоря об оценке нефтенасыщенности по данным электрических сопротивлений, нельзя не учитывать специфику приборов для измерения кажущегося электрического сопротивления горных пород. На начальной стадии изучения Салымской группы месторождений мы проводили сравнительный анализ видов электрического каротажа, в результате которого была отмечена наихудшая информативность традиционного комплекса БКЗ+БК+ИК, вплоть до полной неопределенности оценки УЭС изучаемых коллекторов. В то же время все остальные современные модификации разноглубинных боковых и индукционных методов позволяют достаточно надежно оценить электрическое сопротивление однородных коллекторов толщиной не менее 1,5–2 м (рис. 3). В связи с этим при формировании оптимального комплекса ГИС в открытом стволе решено использовать только современные методы электрометрии. Во-первых, индукционное зондирование (AIT — Schlumberger). Во-вторых, высокочастотное индукционное каротажное изопараметрическое зондирование (ВИКИЗ — «Когалымнефтегеофизика»). В-третьих, многозондовый боковой каротаж (HALS, HRLA — Schlumberger). И, в-четвертых, индукционное зондирование (сначала прибором 3ИК, затем 5ИК— «Когалымнефтегеофизика»). Примечательно, что как приборы российского производства для выполнения электрического каротажа, так и электрометрическая аппаратура Schlumberger характеризуются хорошей сходимостью результатов оценки УЭС. В результате оба вида аппаратуры на равных правах используются для оценки УЭС рассматриваемых отложений. Вместе с тем стоит заметить, что любая электрометрическая аппаратура (независимо от ее типа) не позволяет достоверно оценить УЭС неоднородных коллекторов, занижая их истинное электрическое сопротивление. Данный эффект обусловлен шунтированием тока при наличии проводящих флюидо непроницаемых микрослоев. Это обстоятельство приводит к резкому занижению Кн в интервалах слоисто-неоднородных продуктивных коллекторов. Как известно, сегодня существует большое количество электрических моделей насыщения горных пород: от классической модели Дахнова–Арчи до целого ряда моделей, учитывающих эффект аномальной «поверхностной» проводимости, искажающей взаимосвязь водонасыщенности горной породы с ее пористостью и электрическим сопротивлением. К числу последних могут быть отнесены уравнения Ваксмана–Смита, «двойной воды», модель Пюпона, Симанду, «индонезийская» модель и др.

В самом начале разработки Салымской группы месторождений мы провели сравнительный анализ традиционной российской методики вычисления параметров пористости Рп и насыщения Рн (видоизмененная модель Дахнова–Арчи) и одной из наиболее популярных — модели Ваксмана–Смитcа. При этом, с одной стороны, мы использовали официально утвержденные в ГКЗ зависимости Рп и Рн, основанные на актуальных керновых данных. С другой стороны, привлекли результаты настройки методики Ваксмана–Смитса, базирующиеся на специальном анализе кернового материала, проведенном в лаборатории ResLab (Норвегия), с дополнительным моделированием условий естественного залегания горных пород.

Сравнительный анализ показал, что рассчитанная по обеим моделям нефтенасыщенность имеет близкие значения. Это говорит о том, что поверхностной проводимостью при расчете Кн подобных коллекторов можно пренебречь (рис. 4). Применение на салымских месторождениях технологий отбора керна НПП «СибБурМаш» позволило получить данные о естественном насыщении изучаемых отложений (сохраненная водонасыщенность, фото керна в ультрафиолетовом свете), которые стали ценной информацией для проверки адекватности определения Кн и положения ВНК по данным ГИС (рис. 5). Эти данные стали также надежным свидетельством достоверности используемых методик оценки Кн.

В скважинах, где не проводится отбор керна, в качестве «второстепенных» контрольных данных используют остаточную водонасыщенность, оцененную по результатам ЯМК. Так, в зонах близких к предельному нефтенасыщению, наблюдается совпадение текущей водонасыщенности Кв по данным электрометрии и Кв.о по ЯМК (рис. 6).

Таким образом, результаты определения сохраненной водонасыщенности по данным керна и оценка остаточной водонасыщенности по данным ЯМК позволяют верифицировать текущую электрическую модель нефтеводонасыщенности коллекторов. Вместе с тем, как упоминалось ранее, применение электрометрического каротажа не позволяет добиться желаемой точности определения Кн в интервалах маломощных и микрослоисто-гетерогенных продуктивных коллекторов. В связи с этим электрическая модель насыщенности дополнена технологией, позволяющей повысить достоверность Кн в «сложных» для электрометрии геологических ситуациях.

МОДЕЛИРОВАНИЕ НЕФТЕВОДОНАСЫЩЕННОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ ПО ДАННЫМ КАПИЛЛЯРОМЕТРИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ КЕРНА

В последнее время широкое применение получают модели водонасыщенности коллекторов, выражающие Кв как функцию высоты над зеркалом (уровнем) чистой воды (ЗЧВ (УЧВ)) и ФЕС коллекторов, известные также как модели переходной зоны (МПЗ). Основой для их построения служат капиллярометрические исследования керна. Мы уже отмечали, что для оценки степени выработки запасов необходимо построение достаточно детальной модели начального насыщения пласта, что невозможно сделать только по данным электрометрии и в особенности традиционного комплекса БКЗ+БК+ИК, так как этот метод подразумевает усредненный (попластовый) подход к интерпретации. В этом случае МПЗ может помочь найти выход из сложившейся ситуации. На сегодняшний день существует большое количество моделей, апроксимирующих всю совокупность капиллярных кривых и трансформирующих их в многомерную функцию водонасыщенности от высоты над зеркалом чистой воды и ФЕС. Наиболее популярной считается J-функция. Однако эта методика, будучи наиболее простой, не учитывает форму капиллярных кривых и, как следствие, неудовлетворительно описывает изменение насыщенности разрезов, представленных широким спектром литотипов с выраженной изменчивостью структуры порового пространства. В данном случае лучше использовать более сложную, но в то же время более гибкую модель Брукс–Кори, позволяющую добиться наилучшей настройки. Сравнение керновых данных, электрической и капиллярной моделей насыщения говорит об их хорошей сходимости в интервалах залегания гомогенных однородных коллекторов большой мощности (рис. 7). Таким образом, результаты независимых оценок Кн подтверждают друг друга. Впрочем, вследствие влияния вмещающих пород и шунтирования тока, обусловленного наличием проводящих непроницаемых микропрослоев, для гетерогенных микрослоистых разностей происходит значительное занижение Кн по каротажным данным. В то же время насыщенность, определенная по данным МПЗ, хорошо согласуется с керновыми данными во всем литологическом разрезе пород-коллекторов. Следовательно, капиллярометрическая модель позволяет достаточно достоверно «прогнозировать» нефтенасыщение в тех ситуациях, когда электрический каротаж оказывается неэффективным вследствие его ограниченной вертикальной разрешенности и, как следствие, неспособности достоверно оценить УЭС прослоев тоньше 1,5–2 м. Помимо этого, в случае использования современных высокоразрешающих методов электрометрии применение подобного подхода на поздней стадии разработки месторождений позволяет выявлять интервалы с измененной насыщенностью посредством сопоставления текущего и исходного (по данным МПЗ) профилей нефтенасыщения (рис. 8). Говоря о применении моделей переходной зоны, необходимо упомянуть и проблему определения положения ЗЧВ, являющегося важным входным параметром МПЗ. Традиционным приемом при определении положения ЗЧВ является анализ замеров пластового давления по данным гидродинамического каротажа (ГДК) (рис. 9). В связи с неизбежными погрешностями при измерении абсолютных отметок пластов в скважинах такой подход позволяет добиться лишь приблизительной оценки уровня чистой воды (УЧВ) даже при наличии достаточно большой статистической выборки. Поэтому на практике в качестве оптимального используется экспертный подход, УЧВ подбирается для каждой скважины индивидуально. При этом очевидным результатом такого решения становится хорошая сходимость электрометрической и капиллярной оценок Кн, а с другой стороны, — определенная дисперсия значений УЧВ в пределах всего фонда скважин (рис. 10).

ОЦЕНКА ПРОНИЦАЕМОСТИ

Традиционно используемая корреляция пористости с проницаемостью не позволяет осуществить оценку Кпр с приемлемой погрешностью. Причина этого кроется в том, что одному значению пористости может соответствовать диапазон изменения проницаемости величиной до двух порядков. Для решения этой проблемы разработаны многочисленные эмпирические модели проницаемости. По итогам проведенного анализа для месторождений Салымской группы мы выбрали уравнение Тимура со своими настроечными параметрами. В результате перенастройки модели Тимура на фактические данные (рис. 11) было получено следующее уравнение: 

где Кп.эф = Кп (1 – Квс) — коэффициент эффективной пористости, Квс — водоудерживающая способность. Применение выбранной модели невозможно без надежного прогноза остаточной водонасыщенности, являющейся ключевым параметром, регулирующим взаимосвязь Кпр и Кп. С целью определения Кв.с по данным ГИС мы проанализировали корреляции этого атрибута с показаниями различных геофизических методов и их комбинаций. В итоге сделали выбор в пользу модели Кв.с = f (Wт.ф) (Wт.ф — водосодержание твердой фазы) в связи с понятной природой этой корреляции.

Водородосодержание твердой фазы представляет собой разность между показаниями нейтронного каротажа в единицах общего водородосодержания и пористости, рассчитанной по данным ГГКп. Этот расчет не составляет особого труда, так как на месторождениях СПД оба метода входят в обязательный комплекс ГИС, а результаты нейтронного каротажа изначально предоставляются в единицах измерения общего водородсодержания. За качеством каждого из методов следят как петрофизики СПД, так и сами подрядчики, так как выплаты «премиальной системы», о которой говорилось выше, определены через качество данных этих видов каротажа.

К числу основных достоинств модели Тимура необходимо отнести существенное уточнение предсказания Кпр в области наилучших коллекторов, когда дальнейший рост проницаемости не сопровождается более ростом пористости. Также следует обратить внимание и на улучшение сходства статистических распределений Кпр по данным керна и уравнению Тимура. Ранее при использовании взаимосвязи Кпр(Кп) наблюдалось существенное искажение гистограммы прогнозной проницаемости по сравнению с керновыми материалами (рис. 13).

ПРОГНОЗ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СКВАЖИН ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ИНТЕРПРЕТАЦИИ МАТЕРИАЛОВ ГИС

Сейчас на месторождениях СПД активно используются частотные регуляторы тока для изменения производительности электрических центробежных насосов (ЭЦН). Эти устройства позволяют несколько расширить рабочий диапазон производительности глубинных насосов. Практически значимое решение задачи прогнозирования продуктивности сводится к «попаданию» прогнозных значений в этот диапазон производительности. В качестве входных параметров для прогноза продуктивности берутся проинтегрированные по вертикали произведения проницаемости для воды и нефти на эффективную толщину коллекторов, известные также как параметры «нефтяной » и «водяной Кh». Полученные величины в уже освоенных скважинах сопоставляются с фактическими коэффициентами продуктивности (рис. 14). Поскольку производительность скважины зависит не только от проницаемости, но и от пластовых давлений, особое внимание уделяется энергетическому состоянию залежи. В каждой пятой скважине, выходящей из бурения, проводятся дифференциальные замеры пластового давления (десять точек в секции резервуара). Основная цель данных мероприятий — получение достоверной информации о текущих пластовых давлениях. Эти сведения используются для выбора раствора глушения для освоения новых скважин и проведения КРС и метода освоения скважин (при большой разнице давлений во вскрываемых пластах предпочтительным методом является перфорация с ЭЦН на депрессии), а также для расчета ожидаемых дебитов для подбора ЭЦН. Кроме того, информация ГДК входит в число ключевых данных при осуществлении контроля и оптимизации процесса заводнения залежи. В число решаемых задач входят, в частности, контроль компенсации по ячейкам и своевременное выявление пропластков с повышенным или пониженным давлением, сбор данных для адаптации гидродинамических моделей, построение текущих карт изобар (в СПД производится раз в месяц).

Рис. 15. Пример диагностирования падения давления в пласте АС112 по данным ГДК

По сравнению с проведением и анализом кривых восстановления уровня или падения давления только ГДК предоставляет информацию о вертикальном охвате системы ППД. Еще в начале освоения месторождений Салымской группы мы провели большую работу по подбору оптимальной технологии дифференциальных замеров пластовых давлений. В итоге остановили выбор на XPT — приборе компании Schlumberger, который можно использовать в одной связке с прибором Platform Express (PEX). Это позволяет получать данные каротажа и замеров давления за одну спускоподъемную операцию. Для исключения прихватов указанная операция производится только при доставке приборов на трубах. На рис. 15 показан пример ГДК (прибор ХРТ), свидетельствующего о существенном дисбалансе давлений в пластах АС10 и АС112. По результатам ГДК было принято решение об ускорении введения в строй соседней нагнетательной скважины для поддержания давления в пласте АС112. Прогнозирование производительности скважин по данным ГИС особенно актуально в уплотняющих скважинах, где из-за неравномерной выработки запасов имеются отдельные зоны или пропластки с пониженным давлением, и оптимальным способом вторичного вскрытия пласта в таких скважинах является перфорация на депрессии. В противном случае велик риск загрязнения этих зон, что в свою очередь повлечет за собой снижение их проницаемости. Этот процесс наиболее эффективен, если скважина после перфорации не глушится для проведения последующих мероприятий, а продолжает работать. В настоящее время СПД использует технологии, которые позволяют проводить перфорации с работающим ЭЦН. Перфоратор и заранее подобранный глубинный насос, который останется в скважине и продолжит работать после инициализации перфоратора, спускаются в скважину. С помощью насоса снижается уровень жидкости, после чего срабатывает перфоратор и падает на забой, и скважина продолжает работать без остановки до следующих ремонтных работ, во время которых будет поднят перфоратор с забоя. Но для работы этой схемы надо правильно спрогнозировать продуктивность скважины по ГИС, иначе понадобится лишняя спускоподъемная операция по смене насоса, которой все равно будет предшествовать операция по глушению скважины, и все усилия, таким образом, окажутся напрасными. Во время прогноза продуктивности вышедшей из бурения уплотняющей скважины прежде всего анализируются ближайшие скважины основной сетки на предмет точности оценки их продуктивности. При этом учитывается возможность заколонного и внутрипластового перетоков, а также мероприятия по интенсификации притоков. При сильно изменчивом разрезе, даже если уплотняющая скважина со всех сторон окружена работающими скважинами, тривиальной эту задачу назвать сложно. Особенно это касается прогноза обводненности в зонах, затронутых разработкой.

ПРОГНОЗ ОБВОДНЕННОСТИ

Как известно, большинство месторождений Запад- ной Сибири характеризуется малыми высотами зале- жей и протяженными зонами переходного насыщения. Западно-Салымское месторождение в этом смысле не является исключением и обладает выраженной пере- ходной зоной, достигающей 20–30 м.

Выработка запасов подобных недонасыщенных коллекторов, содержащих большое количество подвижной воды, является очень сложной задачей. Ввиду сложившихся условий прогноз обводненности продукции становится одним из ключевых факторов выработки перфорационной стратегии. Для прогноза обводненности по данным ГИС в СПД используются формулы модели Кори, по которым определяются проницаемости для нефти и воды. Затем в перфорационных интервалах рассчитываются накопленные проницаемости (Kh) по воде и нефти (ΣHiKпр). После этого с учетом вязкостей обеих фаз оценивается коэффициент обводненности:

где Khн и Khв — накопленные проницаемости для нефти и воды, а μн и ?в — вязкости нефти и воды в пластовых условиях. Данная методика может быть использована не только для прогноза начальной обводненности скважинной продукции, но и для выявления скважин, работающих с повышенной обводненностью вследствие наличия заколонных перетоков или подтягивания конусов воды (рис. 16). На рис. 16 отмечены скважины, в которых были выявлены конусообразование и заколонные перетоки. Методика выявления заколонных перетоков методом закачки радиоактивных изотопов представлена на рис. 17: конусообразования заверены по данным термометрии, входящей в комплекс ПГИ, проводимых под ЭЦН в скважинах, оснащенных байпасной системой «Зенит».

Для дополнительной верификации полученной методики мы провели сравнение прогнозной обводненнсти по данным ГИС с составом притока по данным кабельного пластоиспытателя MDT (Schlumberger). В результате выполненного сопоставления была выявлена хорошая сходимость прогнозного и фактического составов притока (рис. 18)

КОНТРОЛЬ РАЗРАБОТКИ

В известном смысле гидродинамическая модель— это объект, в котором суммируются накопленные знания о месторождении. Качество любой такой модели оценивается по ее способности осуществлять достоверные прогнозы. Поэтому в последнее время так много говорится о важности постоянно действующих гидродинамических моделей. В этой связи поддержанию актуальности гидродинамической модели и оценке ее качества в СПД отводится большое значение.

Данные уплотняющего бурения представляют собой ценную информацию для проверки адекватности модели. Поэтому в нашей компании каждое заключение по результатам интерпретации геофизических исследований скважин уплотняющего фонда содержит раздел, в котором представлен планшет с сопоставлением фактических и прогнозных данных на ближайшую дату. На рис. 19 представлен пример такого планшета. На третьем треке в качестве начального Кн принимается насыщенность по модели переходной зоны, построенной по данным капилляриметрии. Аналогичный контроль можно осуществлять и в обсаженных скважинах, поскольку при помощи современной аппаратуры ГИС можно следить за выработкой залежей через обсадную колонну. На месторождениях Салымской группы тестировались следующие приборы: RST, CHFR компании Schlumberger и C/O, NEK, EKOS российского производства. Основной задачей тестирования приборов на Западно-Салымском месторождении в 2009 году был подбор наиболее информативного метода контроля текущей насыщенности. На рис. 20 представлены результаты этого тестирования. В сравнении с данными каротажа в открытом стволе на треках 1–7 приведены данные по открытому стволу (1–4 — исходные данные, 5–7 — результаты интерпретации). На треках 8 и 9 приведено сравнение текущих величин Кн по данным CHFR и EKOS — заколонных методов сопротивлений с данными открытого ствола (кривая Кв о.с). На треках 10 и 11 представлено аналогичное сопоставление с результатами методов RST и C/O-каротажа компаний Schlumberger и «Когалымнефтегеофизика». Все исследования проводились за достаточно короткий промежуток времени в наблюдательной обсаженной, но неперфорированной скважине. Очевидно, что оба метода замеров сопротивлений через обсадную колонну дают приемлемое соответствие с данными открытого ствола. Методы углерод- кислородного каротажа, напротив, дают противоречивые результаты. Так, например, в интервале обводненной (промытой) зоны эти методы показывают более низкое нефтенасыщение относительно данных открытого ствола. Так как в сопоставлении участвуют различные по природе измерения (Кн открытого ствола по данным электрометрии и данные интерпретации углерод-кислородного каротажа), вывод о том, какой из методов дает точное представление, представляется неочевидным. В то же время, если взглянуть на показания метода RST в водонасыщенном пласте, можно заметить, что в ряде интервалов его результаты- нуждаются в дополнительной коррекции, поскольку значения Кн завышены. Причина подобных завышений, по-видимому, кроется в наличии углифицированных (детритизированных) прослоев, на которые прибор реагирует так же, как на углеводороды.