Способ разработки неоднородного массивного или многопластового газонефтяного или нефтегазоконденсатного месторождения

Способ разработки неоднородного массивного или многопластового газонефтяного или нефтегазоконденсатного месторождения

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может найти применение при освоении и разработке неоднородных массивных или многопластовых газонефтяных или нефтегазоконденсатных месторождений.

Известен способ разработки неоднородных массивных или многопластовых газонефтяных или нефтегазоконденсатных месторождений путем создания самостоятельных эксплуатационных объектов, включающих пласты-коллекторы с «близкими» фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) и насыщенные углеводородами с «близкими» характеристиками, используя данные геофизических исследований (ГИС), геолого-технологических исследований (ГТИ), анализа керна, пластовых флюидов, результатов испытаний пластов и их гидродинамических исследований (ГДИ) (Патент РФ №2346148, опублик. 10.02.2009).

Известный способ не позволяет формализовать процесс расчленения разреза и объективно выделять в разрезе месторождения пласты с «близкими» ФЕС и насыщенными углеводородами с «близкими» характеристиками, ибо:

1. Определение с «близкими» свойствами носит качественный характер;

2. Часто те или иные геофизические методы исследования оказываются неэффективными по геологическим и технологическим причинам (плотные породы с высоким сопротивлением, трещиноватые и кавернозные породы, сильное поглощение промывочной жидкости и т.д.);

3. Керн отбирается не из каждой скважины, часто недостаточен его вынос;

4. Испытаниями и гидродинамическими исследованиями охватываются в разных случаях разные интервалы и толщины пласта и оцениваются средние фильтрационные характеристики всего интервала испытаний (исследований);

5. Результаты решения задачи расчленения разреза зависят от профессионализма исполнителей.

Поэтому на начальном этапе освоения месторождения, когда принимаются базовые решения, определяющие принципы разработки на весь срок, такие как выделение эксплуатационных объектов и создание систем их разработки, информационное обеспечение оказывается неадекватным сложности неоднородных массивных или многопластовых месторождений. Следствием являются неполный охват процессом вытеснения по толщине и объему эксплуатационных объектов и всего месторождения, низкие коэффициенты извлечения углеводородов.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ, который включает бурение скважин с отбором керна и проведение стандартного для данного геологического разреза комплекса ГИС, анализ керна и создание общей по месторождению базы данных по пористости и проницаемости по керну, выделение геологических объектов по индексу перколяции с высокой степенью корреляции для групп коллекторов, имеющих некоторые особенности строения структуры порового пространства, и определение проницаемости коллекторов, используя удельные сопротивления по диаграммам каротажа сопротивлений (Патент РФ №2211329, опублик. 27.08.2003 г. - прототип).

Известный способ не позволяет дифференцировать разрез каждой скважины, пробуренной на месторождении с неоднородными массивными или многопластовыми продуктивными отложениями, а служит лишь для повышения точности определения одного параметра - коэффициента проницаемости по результатам каротажа, используя петрофизические зависимости, построенные с предварительным выделением групп пластов, отличающихся по структуре порового пространства. Известный способ не может быть применен для коллекторов трещиноватых и кавернозных, т.к. для них по керну параметры пористости и проницаемости адекватно не характеризуют емкостные и фильтрационные характеристики всего коллектора. Кроме того, известный способ не ориентирован на использование всего потенциала имеющихся в настоящее время методов ГИС.

В предложенном способе решается задача дифференциации неоднородного массивного или многопластового продуктивного разреза, представленного неколлекторами и коллекторами с различной литологией и флюидонасыщенностью на характерные интервалы-классы пластов в каждой скважине, используя данные всего выполненного комплекса ГИС.

Задача решается тем, что в способе разработки неоднородных массивных и многопластовых газонефтяных или нефтегазоконденсатных месторождений, включающем бурение скважин, проведение комплекса геофизических исследований, согласно изобретению создают базу данных по результатам измерений различных, принятых для каждого региона, геофизических параметров, например электрических, радиоактивных, волновых, газового каротажа для каждой 0,05-0,15 м толщины пласта, параметры с ассиметричным (логнормальным) распределением преобразуют к нормальному распределению, стандартизуют все параметры вычитанием среднего и делением на среднеквадратичное отклонение, после чего выполняют иерархическую процедуру построения классов, состоящую в последовательном объединении прослоев таким образом, что полученные классы имеют минимальный разброс параметров вокруг центра (дисперсию), выделяя по резкому росту дисперсии естественное для данного разреза число классов, которое в зависимости от неоднородности, общей толщины и многопластовости разреза и количества фаз флюида может составить до 8-10 с отличающимися для них геофизическими параметрами, вычисляют диапазоны изменения и средние значения этих параметров для каждого выделенного класса пластов и, учитывая фундаментальные связи этих параметров с минеральным и элементным составом пород, определяют характер литологии, фильтрационно-емкостные свойства и флюидонасыщение на качественном уровне, используя дополнительные данные по керну, испытаниям и гидродинамическим исследованиям, выполненным в интервалах тех или иных выделенных классов - на количественном уровне, проводят корреляцию выделенных классов между скважинами, строят геолого-гидродинамическую модель продуктивной залежи (месторождения), на которой оценивают эффективность системы разработки при различных вариантах включения выделенных классов в эксплуатационные объекты расчетами технологических показателей разработки с определением уровней добычи углеводородов на режимах истощения и закачки вытесняющих агентов с оценкой прогнозных коэффициентов нефтеизвлечения отдельных эксплуатационных объектов и месторождения в целом и лучший вариант реализуют на практике.

Сущность изобретения

В известных технических решениях по расчленению разреза месторождения в качестве базовой информации используются результаты анализа керна, как правило, отбираемого при бурении первых разведочных скважин. Объем отбираемого керна практически всегда ограничен не только по числу скважин, но и по разрезу из-за плохого его выноса. Результаты определения ФЕС пластов по керну адекватно не отражают характеристики пород в пластовых условиях, особенно при наличии трещиноватости, т.к. происходит изменение его свойств при отборе, выносе на поверхность в связи с изменением термобарических условий, а также подготовке образцов к анализам. Однако полученные на таком искаженном материале данные далее используются для построения петрофизических зависимостей «керн-керн» и «керн-ГИС» и последующей интерпретации по ним данных геофизических исследований скважин (ГИС) всего месторождения или даже группы месторождений. Построенные по такой информационной базе зависимости «пористость-проницаемость» для отдельных групп коллекторов на месторождении по известному решению несут в себе указанные выше погрешности и не позволяют получать адекватные величины параметров для пластов конкретных скважин и обоснованно объединять их в эксплуатационные объекты для самостоятельной разработки, что приводит к уменьшению охвата пластов процессом вытеснения углеводородов по толщине и площади и снижению коэффициента извлечения углеводородов.

В известных технических решениях отсутствует и формализованное комплексное использование всех данных измерений геофизическими методами в скважине. Между тем прямые отсчеты показаний электрических, радиоактивных, ядерно-физических, геолого-технологических измерений несут в себе многопараметрическую информацию об особенностях строения коллекторов, их фильтрационно-емкостных свойствах и характере флюидонасыщения.

В предложенном способе комплексно анализируются все параметры геофизических измерений в скважине по всему продуктивному разрезу месторождения с шагом 0,05-0,15 м с выделением интервалов-классов, отличающихся по их ФЕС и характеру флюидонасыщения. Последующее использование этих результатов при выделении самостоятельных эксплуатационных объектов и их разработке наиболее оптимальными для характеристик каждого из этих эксплуатационных объектов методами воздействия позволяет увеличить коэффициент извлечения углеводородов по сравнению с известными техническими решениями. Эта цель достигается тем, что в отличие от известного способа разработки неоднородных массивных или многопластовых газонефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений путем бурения скважин, проведения комплекса геофизических исследований, выборочного отбора керна, испытания и гидродинамических исследований отдельных интервалов по толщине разреза скважин и выделения эксплуатационных объектов с «близкими» характеристиками, создают базу данных параметров всех выполненных геофизических измерений в скважине с их количественными значениями с шагом 0,05-0,15 м по разрезу. Этими параметрами могут быть результаты электрических измерений (кажущееся сопротивление - КС, естественный потенциал - ПС, индукционное сопротивление - ИК и др.), радиоактивных (гамма-каротаж - ГК, нейтронный гамма-каротаж - НГК, спектральный гамма-каротаж - ГКС, содержание радиоактивных элементов - калий, торий, уран и др.), волновых (интервальные времена пробега продольной и поперечной волн - DTP и DTS и волны Лэмба-Стоунли - DTST, коэффициенты затухания продольной, поперечной и волны Лэмба-Стоунли - ALPHAP, ALPHAS, ALPHAST и др.), газового каротажа (содержание СH₄, C₂H₆, С₃Н₈, С₄Н₁₀, C₅H₁₂, С₆Н₁₄ и суммарное газосодержание), а также современных ядерно-физических (импульсный нейтронный гамма-каротаж - ИНГК, углеродный - кислородный каротаж - с/о и др.). Распределение каждого параметра проверяют на нормальность и те из них, которые имеют ассиметричное распределение, преобразуют к нормальному, например, путем логарифмирования, стандартизуют все параметры вычитанием среднего и делением на среднеквадратичное отклонение, после чего выполняют иерархическую процедуру построения классов, состоящую в последовательном объединении прослоев, начиная с минимального их числа, таким образом, что полученные классы имеют минимальный разброс параметров вокруг центра (дисперсию), выделяя по резкому росту дисперсии естественное для данного разреза число классов, которое в зависимости от неоднородности, общей толщины и многопластовости разреза и количества фаз флюида может составить до 8-10 с отличающимися для них геофизическими параметрами. Точность отнесения отдельных слоев с толщиной 0,05-0,15 м к тому или иному классу составляет до 95% и более. Вычисляют диапазоны изменения и средние значения этих параметров для каждого выделенного класса пластов. Путем сопоставительного анализа средних значений геофизических параметров для выделенных классов и, учитывая фундаментальные связи этих параметров с минеральным и элементным составом пород, характером флюидонасыщенности, определяют литологию, строение и ФЕС коллекторов, типы насыщающих пласты флюидов на качественном уровне, используя ограниченные данные по керну, испытаниям и гидродинамическим исследованиям, выполненным в интервалах тех или иных выделенных классов пластов - на количественном уровне. Выполняют корреляцию выделенных и охарактеризованных качественно и количественно пластов в виде классов между скважинами, что представляет надежную основу для построения 3-мерной геолого-гидродинамической модели месторождения, наполняя ее физико-химическими свойствами флюидов по данным PVT-исследований, на которой выполняют повариантные расчеты технологических показателей разработки месторождения при различных схемах формирования эксплуатационных объектов, т.е. при разных составах эксплуатационных объектов, включающих в разных сочетаниях те или иные классы пластов в разрезе месторождения. Число выделяемых при многомерной классификации фильтрационных интервалов - классов зависит от неоднородности, общей толщины и многопластовости разреза и фазового состояния пластового флюида, а количество эксплуатационных объектов - от ожидаемых коэффициентов нефтеизвлечения. Лучшие сочетания пластов в эксплуатационных объектах по их количеству, характеристикам, а также технологическим показателям - коэффициентам нефтеизвлечения - внедряют на практике.

Пример конкретного исполнения

Нефтегазоконденсатное месторождение N находится на стадии разведки и освоения. Продуктивный разрез характеризуется сложным геологическим строением. Основные продуктивные рифейские отложения с точки зрения получения достоверных результатов при комплексной интерпретации данных ГИС также относятся к категории сложных, что обусловлено многокомпонентным составом скелета пород, сложной структурой емкостного пространства, пониженными значениями фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС): предельно низкий диапазон изменения коэффициента общей пористости (0,1-3%) соизмерим с абсолютной погрешностью определения этого параметра радиоактивными и акустическими методами (2-2,5%).

Литологический состав рифейских коллекторов неоднородный (доломит-кварц-глина). Структура пустот сложная (поры, каверны, трещины). Коллекторы гидрофобные, что обусловливает их высокие электрические сопротивления - до 5000 Ом·м по данным бокового каротажа. В этом разрезе практически не эффективны электрические методы ГИС - ПС, МК, БМК, БКЗ, ИК, ДК. В интервалах коллекторов не образуется глинистой корки в процессе бурения.

Имеет место сложная фильтрационная система коллекторов. Макротрещины, обеспечивающие наибольшие дебиты скважин, не могут быть учтены при построении модели коллектора по керновым данным. В таких условиях известные способы ГИС и анализа керна практически не позволяют дифференцировать разрез скважины. Геофизическая характеристика пород нередко выглядит достаточно однородной и не отражает изменения реальных их свойств.

Некоторые характеристики одной из залежей месторождения приведены в табл.1.

По предлагаемому способу, используя отсчеты параметров по комплексу геофизических методов исследований, результаты некоторых их преобразований, а также данные ГТИ, полученные по скважине ТК-505, была создана база данных для выполнения многопараметрической классификации разреза скважины. Использованная база данных включала более 2000 строк по глубине по 29 переменным (табл.2).

Основные характеристики распределения параметров приведены в табл.3.

Ряд параметров, распределение которых не подчинялось нормальному закону, были преобразованы, чтобы привести их к логнормальному виду, и стандартизованы вычитанием среднего и делением на среднеквадратичное отклонение (табл.4).

К полученным стандартизованным значениям был применен один из статистических методов - метод иерархической классификации. Дерево классификации скважины показано на фиг.1.

Метод состоит в иерархическом попарном слиянии классов (кластеров), начиная с классов, состоящих из единственного элемента (в нашем случае - набора параметров, отнесенного к одной глубине). Классы для слияния выбираются так, чтобы дисперсия (разброс вокруг среднего, полученного слиянием класса) была минимальной. Метод предполагает одинаковое распределение всех параметров и чувствителен к наличию больших значений (асимметричное распределение), поэтому все параметры сначала преобразуются к симметричному распределению, наиболее близкому к нормальному, например, логарифмированием. Естественное число классов для данного разреза, соответствующее выделению примерно одинаковых по характеристикам и отличных друг от друга по совокупности параметров, выбирается на основании анализа дерева слияния, на котором вертикальная ось соответствует дисперсии: число классов, при котором начинается резкий рост дисперсии, означает слияние несходных по совокупности характеристик классов и хорошо видно на фиг.1: при разделении на 5 и меньшее число классов дисперсия увеличивается.

Были рассмотрены варианты классификации с выделением от 2 до 8 классов. Ниже применение способа проиллюстрируем на примере с выделением 8 классов. Проведено описание каждого класса по использованным для классификации параметрам. Пример такого описания приводится для варианта с выделением 8 классов и ограниченного числа (9 из 29) параметров (фиг.2).

На чертеже нижняя и верхняя границы прямоугольника соответствуют 25% и 75% квантилям распределения (в прямоугольнике находится 50% выборки), точка в прямоугольнике показывает медиану, как наиболее надежную оценку истинного среднего, горизонтальные линии (к которым идут пунктиры) показывают доверительные границы для выборки, соответствующие среднеквадратическому отклонению; все, что выходит за доверительные границы, считается выбросами и показывается круглыми значками. Снизу приведены номера классов, для которых строилась оценка по соответствующим переменным. Анализ этой информации позволяет дать оценку степени отличия тех или иных параметров между классами, разброс этих параметров и т.д.

На фиг.3 приведены результаты расчленения разреза скважины ТК-505, в табл.5 - средние значения использованных при классификации параметров для каждого класса при различных вариантах их выделения (от 2 до 8).

С учетом фундаментальных связей этих параметров с минеральным и элементным составом пород выполнена смысловая интерпретация выделенных классов (интервалов) по разрезу скважины ТК-505. Приведем в качестве примера вариант выделения 8 классов (фиг.4).

Вендские отложения (до 2340 м), представленные катангской (интервал 2256-2316 м) и оскобинской свитами (интервал глубин 2316-2340 м), относятся к классам 1,5 и немного 2. По вещественному составу (соотношению основных породосоставляющих компонент: кальцит, доломит, неорганический остаток - глина, кварц) породы, относящиеся к классу 1, представляют глины с карбонатным цементом (7:17:51,8); класс 5 аналогичен 1 и представлен соотношением (1,6:1,2:20,4). Высокой карбонатностью обладают породы класса 2 (4,9:44,2:19,1). Высокая глинистость классов 1 и 5 подтверждается и максимальным (среди классов) содержанием калия, тория и урана (К=1,195÷1,895, Th=2,026÷3,365, U=2,39÷2,814).

Породы, относящиеся ко 2 классу, менее радиоактивны (К=0,1917, Th=0,5868, U=0,5843) (см. табл.5).

Значения общего водородосодержания (W) в классах 1, 5 максимальны и коррелируются с концентрациями Тh и К, минимальные величины ИК (электрометрия) свидетельствуют о наличии глинистости в рассматриваемых классах.

Характерно, что углы падения пластов глинистых отложений (классы 1, 5 имеют значения 10,73÷12,9°, доломиты класса 2 - 30,76° (они имеют угловое несогласие, унаследованное от рифейских отложений).

По суммарному газопоказанию худшими являются породы, относящиеся к классу 5. Породы классов 1 и 2 имеют примерно равные показатели, на порядок превышающие класс 5. Последние могут интерпретироваться как газосодержащие отложения.

Рифейские отложения (ниже 2340 м) представлены классами 2, 3, 4, 6, 7, 8. Отложения класса 6 (интервал 2467-2500 м) по содержанию основных минеральных компонент (6,5:84,6:8,3) относятся к наиболее чистым доломитам. Породы класса 4 (интервалы 2405-2435 и 2445-2451) могут быть отнесены к известковистым окварцованным доломитам (33,2:60,3:6,4). Интервалы пород класса 8 (интервалы 2433-2446 и 2450-2457 м) имеют соотношение (9,1:59,2:31,7) - битумные (или кварцесодержащие) доломитовые разности. Отложения классов 3 (интервалы 2340-2360 м с включением пород класса 2, и 2385-2396 м) и 7 (интервал 2358-2405 с включением класса 3) имеют сопоставимые количества кальцита и доломита, но различаются по неорганическому остатку - возможно отношения представлены доломитами с высоким содержанием кварца. По описанию образцов каменного материала отложения классов 3, 7 - это доломиты, разбитые сетью трещин и каверн. Встречаются и брекчии, залеченные гидроокислами железа и вторичным доломитом, а также черным углеродистым веществом.

В рассматриваемом случае отложения классов 3 и 7 приурочены к кровельной части рифея, где они практически доминируют до глубины 2405 м. Отложения классов 4 и 8 преобладают в интервале глубин 2405-2458 м. Ниже до глубины 2468 м - класс 2. В интервале глубин 2467-2500 - отложения класса 6.

Классы 7 и 3 находятся над нефтенасыщенной частью и характеризуются как газонасыщенные. Наиболее низкими величинами УЭС обладают породы класса 6, из которых была получена минерализованная вода со значимым дебитом.

Максимальные значения Est, характерные для уплотненных карбонатов (9,18÷9,22*10⁵ неп.м.), приурочены к классам 4 и 8 и именно к ним относятся минимальные значения Δtp и Δts (138,4÷138,3 мкс/м и 258,3÷258,4 мкс/м), что также свидетельствует о весьма низких коллекторских свойствах данных классов; судя по величине W (2,11-2,14%) породы классов 4 и 8 соответствуют кавернозно-трещинному типу, т.к. резкое азимутальное несогласие (практически на 180°) нижележащих пород класса 8 с классом 4 (DA меняется с 63,4 до 215,1°) при близких углах падения слоев 25,86÷26,89° является предпосылкой для деструктизации монолита пород; по значениям суммарного газопоказания носителем УВ и коллекторских свойств наиболее вероятно являются отложения класса 4 нежели 8, в таком случае вода, занимающая трещинно-кавернозное пространство пород класса 6, благодаря угловому несогласию отложений классов 8-4 и присутствию плотных доломитов класса 2 блокируется на глубинах 2456-2468 м; однозначно являются нефтегазосодержащими пластами породы классов 3, 4, 7. Породы класса 6 водонасыщены.

Керном была охарактеризована относительно небольшая часть разреза скв. ТК-505 (см. фиг.4). Как видно, пористость по керну дифференцируется очень слабо. Лишь на границе вендских и рифейскх отложений выделяется прослой сильно неоднородных пород, отнесенных к классу 1, - глины с карбонатным цементом (кальцит: доломит: неорганический остаток - глина, кварц - в соотношении 7:17:51,8). Те или иные классы пластов описываются по содержанию минеральных компонент, используя данные анализа керна, где он отобран.

Проведены испытания и промыслово-гидродинамические исследования 5 интервалов, которые совпадают с различными выделенными классами пластов (см. фиг.4). По их результатам получают количественную характеристику этих классов пластов: класс 6 - коллекторы водонасыщенные; класс 1 - неколлекторы без притока; классы 3 и 7 - нефтегазонасыщенные с различным газосодержанием и классы 4 и 8 - в основном нефтенасыщенные. Определяют также фильтрационные характеристики (табл.6).

Наглядно демонстрируется разрешающая способность предложенного способа классификации при последовательном увеличении количества выделяемых классов (см. фиг.3). Так, при выделении 2-х классов четко отделились отложения рифея и венда (раздел на глубине 2340 м); 3-х классов - рифей разделился на нефтегазоконденсатную часть (2340-2454) и водонасыщенную (2454-2500); 4-х классов - разделились газонасыщенные и нефтенасыщенные интервалы (2440-2407 и 2407-2454). Отметим, что между частями разреза с различной флюидонасыщенностью имеется некоторая переходная зона, где смежные классы перекрываются. Это еще одно подтверждение о надежности расчленения разреза скважины. С увеличением числа классов начинают проявляться особенности строения коллекторов и т.д. Ясно, что каждый вариант может быть проанализирован, как это было изложено выше при варианте выделения 8 классов.

На сводной модели разреза скважины ТК-505 по литологии и флюидонасыщению (см. фиг.4) колонки 1-4 представляют результаты стандартных исследований по ГИС и анализа керна. Видно, что расчленение разреза и по параметрам, и по флюидонасыщению весьма неопределенное. Дифференциация разреза по предлагаемому способу более четкая как по флюидонасыщенности, так и по характеристикам коллекторов (колонки 5-7) (подробное описание было выше). Такая информация, полученная по группе скважин, позволяет провести корреляцию между ними по классам (пластам) и построить геолого-гидродинамическую модель месторождения для выполнения многовариантных технологических расчетов показателей разработки на прогноз.

Важнейшее достоинство предлагаемого способа заключается еще в том, что подтвержденные испытаниями и гидродинамическими исследованиями результаты о характере флюидонасыщения и продуктивных характеристиках в небольших интервалах разреза могут быть распространены на большие толщины, отнесенные к тому или иному классу пластов, включая пропущенные при стандартной интерпретации продуктивные пласты и пропластки.

В приводимом примере исполнения, имея результаты классификации только по одной скважине, построенная геолого-гидродинамическая модель является условной.

Другие исходные данные для моделирования, в том числе о свойствах флюидов, приняты поданным недропользователя.

Гидродинамическая модель построена с использованием симулятора Eclipse 2003А на основе геологической модели, созданной в пакете Petrel 2005. Сетка ячеек имеет размерность 17×10×30. Общее число ячеек 5100. Сетка моделирования описана с использованием геометрии угловых точек (corner point geometry). Размеры ячеек в горизонтальной плоскости составляют 100 м. Сетка разделена на 30 слоев, размер ячеек по вертикали составляет 5,4 м (фиг.5). При создании модели использован набор функций псевдокомпозиционного моделирования:

- PVTG (PVT свойства конденсата),

- PVTO (PVT свойства растворенного в нефти газа),

- BOGI (зависимость объемного коэффициента насыщенной газом нефти от давления),

- RSGI (зависимость газового фактора от давления),

- BGGI (зависимость объемного коэффициента конденсата от давления),

- RVGI (зависимость количества конденсата от давления).

Начальное распределение свойств модели рассчитывалось по методу последовательного моделирования по Гауссу (Sequential Gaussian Simulation).

ВНК принят на глубине - 2458 м. ГНК - на глубине - 2404 м. Начальное пластовое давление - 21,9 МПа.

Рассмотрены 3 варианта моделирования:

- вариант 1 - отбор нефти из нефтенасыщенной части коллектора с одновременной закачкой газа в газовую шапку выше отметки ГНК;

- вариант 2 - отбор нефти из нефтенасыщенной части коллектора с одновременной закачкой воды в водоносную область ниже отметки ВНК;

- вариант 3 - отбор нефти из нефтенасыщенной и газа из газонасыщенной части с закачкой воды ниже ВНК и сухого газа выше ГНК (сайклинг-процесс).

Вовлекаемые при этих вариантах классы пластов и интервалы их залегания приводятся в табл.7. На фиг.6 приводится результирующий график, показывающий динамику коэффициента нефтеизвлечения при разных вариантах разработки: на конец расчетного периода значения коэффициента нефтеизвлечения по вариантам 1, 2 и 3 составляют, соответственно, 0,360; 0,237 и 0,414. Худший результат разработки по варианту 2 с закачкой воды; лучший - по варианту 3 путем выделения в самостоятельные объекты эксплуатации нефтенасыщенной и газо (конденсато)-насыщенной частей разреза. Объемы добычи конденсата не приведены. Они еще улучшают показатели 3 варианта. Принимается, что после выработки запасов нефти начнется отбор газа на истощение.

Однако наиболее эффективным будет выполнение 3-го варианта путем проводки горизонтальных скважин (ГС) в интервалах пластов-классов (табл.8). Поскольку важнейшее значение при проводке ГС имеет расстояние ее ствола от водо-, газонефтяных контактов и коллекторских свойств пластов, по которым проходит горизонтальный ствол, то использование результатов многопараметрической классификации разреза играет огромную роль для оптимизации профиля скважины. Сопоставление результатов моделирования процесса разработки вертикальными или горизонтальными скважинами в условиях анализируемого месторождения N показало, что коэффициент нефтеизвлечения может быть до 20 пунктов выше, чем вертикальными. При этих расчетах было принято, что длина ГС составляет 700 м, ствол скважины ориентирован перпендикулярно к основному направлению трещиноватости коллекторов. Коэффициент нефтеизвлечения, рассчитанный в проектном документе на разработку месторождения, составляет 38,9%, что существенно ниже достигаемой по предложенному способу величины (41,4+20=61,4%).

Таблица 1
Показатели	Значение
Средняя глубина залегания, м	2008
Средняя эффективная газонефтенасыщенная толщина, м	97,8
Пористость, %	0,97-1,37
Средняя нефтенасыщенность пласта, доли ед.	0,512-0,890
Проницаемость, мдарси	1,7-8,4
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,57
Коэффициент расчлененности, доли ед.	42,0
Начальная пластовая температура, °С	30,0
Начальное пластовое давление, МПа	21,1
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с	1,34
Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3	0,713
Давление насыщения нефти газом, МПа	21,1
Газосодержание нефти, м3/т	174

Таблица 2
№ п/п	Название	Ед. изм.	Описание
1	DTP	мкс/с	Интервальное время пробега продольной волны
2	ALPHADIP1	1/м	Коэффициент затухания продольной волны дипольный 1
3	ALPHADIP2	1/м	Коэффициент затухания продольной волны дипольный 2
4	DTS	мкс/м	Интервальное время пробега поперечной волны
5	ALPHAP	1/м	Коэффициент затухания продольной волны
6	ALPHAS	1/м	Коэффициент затухания поперечной волны
7	DTST	мкс/м	Интервальное время пробега волны Лэмба-Стоунли
8	EST	усл. ед.	Энергия волны Лэмба-Стоунли
9	ALPHAST	1/м	Коэффициент затухания волны Лэмба-Стоунли
10	POTA	%	Концентрация калия
11	THOR	PPM	Концентрация тория
12	URAN	PPM	Концентрация урана
13	DTSf	мкс/м	Интервальное время быстрой поперечной волны
14	DTLM	мкс/м	Интервальное время пробега модельной волны
15	W	%	Общее водородосодержание, %
16	DTDIP1	мкс/м	Интервальное время пробега поперечной волны DIP1
17	DTDIP2	мкс/м	Интервальное время пробега поперечной волны DIP2
18	DIP	GRAD	Угол падения, градусы
19	DA	GRAD	Азимут падения, градусы
20	ADIP	GRAD	Кажущийся угол падения, градусы
21	AZAP	GRAD	Кажущийся азимут падения, градусы
22	Methan	%, отн	Метан
23	Ethan	%, отн	Этан
24	Propan	%, отн	Пропан
25	Butan	%, отн	Бутан
26	Penthan	%, отн	Пентан
27	Gexan	%, отн	Гексан
28	GasSum	%	Суммарный газ
29	IK	Ом·м	Индукционный каротаж

Таблица 4
Параметр	Среднее	СКО	Параметр	Среднее	СКО
DTP	0.881	0.006	DTDIP1	1.969	0.057
ALPHADIP1	2.489	1.64	DTDIP2	2.109	0.055
ALPHADIP2	2.637	1.884	DIP	3.137	0.709
DTS	1.802	0.065	DA	159.868	95.747
ALPHAP	1.995	0.909	ADIP	3.155	0.685
ALPHAS	2.312	1.933	AZAP	181.839	105.873
DTST	704.607	11.129	Methan	-4.552	1.529
EST	450.326	71.808	Ethan	-6.653	1.112
ALPHAST	3.362	0.58	Propan	-8.7	1.563
POTA	-1.27	0.815	Butan	-7.771	0.943
THOR	-0.263	0.881	Penthan	-5.863	0.665
URAN	-0.401	0.827	Gexan	-4.236	0.515
DTSf	1.924	0.07	GasSum	-3.32	0.742
DTLM	706.711	9.302	IK	82.885	32.398
W	1.091	0.727

Таблица 7
Вариант	Технология	Классы	Интервалы разреза
1	отбор нефти	4,8	2404-2434; 2446-2451; 2434-2446; 2451-2458
закачка газа	3	2341-2359
2	отбор нефти	4,8	2404-2434; 2446-2451; 2434-2446; 2451-2458
закачка воды	6	2468-2500
3	отбор газа	3,7	2386-2396; 2359-2386
отбор нефти	4,8	2404-2434; 2434-2446
закачка газа	3	2341-2359
закачка воды	6	2468-2500

Таблица 8
Назначение скважины	Класс пласта	Интервал перфорации, м
Газодобывающая	7	2359-2386
Газонагнетательная	3	2341-2359
Нефтедобывающая	4	2404-2434
Водонагнетательная	6	2468-2500

1. Способ разработки неоднородного массивного или многопластового газонефтяного или нефтегазоконденсатного месторождения, включающий бурение скважин, отбор керна, проведение комплекса геофизических исследований, испытания и гидродинамические исследования отдельных интервалов по толщине разреза, отличающийся тем, что создают базу данных по результатам измерений различных, принятых для каждого региона геофизических параметров для каждой 0,05-0,15 м толщины пласта, параметры с асимметричным логнормальным распределением преобразуют к нормальному распределению, стандартизуют все параметры вычитанием среднего и делением на среднеквадратичное отклонение, после чего выполняют иерархическую процедуру построения классов, состоящую в последовательном объединении прослоев таким образом, что полученные классы имеют минимальный разброс параметров вокруг центра - дисперсию, выделяя по резкому росту дисперсии естественное для данного разреза число классов с отличающимися для них геофизическими параметрами, вычисляют диапазоны изменения и средние значения этих параметров для каждого выделенного класса пластов, с учетом фундаментальных связей этих параметров с минеральным и элементным составами пород определяют характер литологии, фильтрационно-емкостные свойства и флюидонасыщение каждого класса на качественном уровне, дополнительно используют результаты анализа керна, испытаний и гидродинамических исследований в интервалах отдельных классов-пластов и указанные характеристики определяют на количественном уровне, проводят корреляцию выделенных классов между скважинами, строят геолого-гидродинамическую модель продуктивной залежи, на которой оценивают эффективность системы разработки при различных вариантах включения выделенных классов в эксплуатационные объекты расчетами технологических показателей разработки с определением уровней добычи углеводородов на различных режимах с оценкой прогнозных коэффициентов нефтеизвлечения отдельных эксплуатационных объектов и месторождения в целом и лучший вариант реализуют на практике.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при разработке месторождения горизонтальными скважинами проводят оптимизацию профиля их стволов с использованием данных о продуктивности выделенных классов-пластов и расстояния до газонефтяного или водонефтяного контактов.