РД 153-39.0-109-01 Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений

6.5. Особенности параметров пласта, определенных
по данным различных методов исследований, и их использование

Особенности комплексных методов ГИС, ГДИС и лабораторных ГХИ-методов (прямые и косвенные методы, основанные на различных физических принципах, теоретических и методических основах, характеризующие различные зоны пласта, масштабы осреднения и др.), их условные оценки, исходя из зарубежного опыта, представлены в таблице 1, а методика использования данных этих исследований - для создания модели пласта на рисунке 2.

Таблица 1. Основные методы получения информации о параметрах пласта и процессах разработки, их качество и этапности выполнения

Рисунок 2. Источники информации о параметрах пласта и их использовании

Рассматривая комплекс информации о пласте по данным геологии, геофизики, PVT и ГДИС как взаимосвязанным элементам единой системы, можно составить представления о пласте (модели пласта) и модели пластовой фильтрационной системы (МПФС). МПФС - это систематизированная и формализованная разнородная исходная информация о продуктивном пласте в виде геологических карт, профилей, описаний кернов, данных различных геофизических и гидродинамических исследований скважин, экспериментальных зависимостей физических свойств пласта, пласта-коллектора и пластовых флюидов от давления (по данным PVT), таблиц и графиков, уравнений и формул, безразмерных зависимостей, описывающих поведение модели пласта (рисунок 2).

МПФС является аналогом одной из завершающих стадий создания компьютерных ПДГТМ [5, 77] и является комплексным динамическим понятием, которое постоянно уточняется по мере бурения новых скважин и получения новой информации о процессах разработки залежи. Таким образом, целью комплексных ГИС, ГДИС и ГХИ является получение информации о динамических фильтрационных характеристиках пласта для создания детерминированной МПФС, адекватной реальному пласту - ПДГТМ.

Степень достоверности исходных данных для построения ПДГТМ зависит от количества контрольных точек, в которых получена информация о пласте [5]. Так, точность данных по результатам промысловых ГДИС и испытаний - гидропроводность, пьезопроводность, скин-фактор (при охвате объема пласта исследованиями от 33 до 100%) - оценивается как достаточно достоверная и приемлемая погрешность в интервале 10-20%.

Точность некоторых данных, определяемых при лабораторных исследованиях, оценивается, например, следующими погрешностями: вязкости пластовых флюидов - 2-3%, фазового равновесия - 10%, относительных фазовых проницаемостей и капиллярных давлений - 10%. Их интегральная погрешность оценивается в 10-20%.

Объем части пласта, из которой отбирается керновый материал, подвергаемый лабораторным исследованиям, находится в диапазоне 0,00004 до 0,00016%, а по геофизическим данным от 0,022 до 0,088% от объема пласта. Все данные имеют различные погрешности в диапазоне от 5 до 20%, поэтому интегральную погрешность данных, полученных из геолого-математической модели, можно оценить в 20% (приемлемая погрешность определения балансовых запасов углеводородов).

В итоге общая интегральная погрешность входных данных для построения фильтрационной модели должна составлять не менее 15-20% [5].