|
Оперативное прогнозирование пластового флюида по данным ГТИ
Задача оперативного прогнозирования пластового флюида по данным ГТИ входит в число основных задач газового каротажа, проводимого службой геолого-технологического контроля скважин. Проблема оперативного прогнозного определения типа флюидонасыщения по данным ГТИ с достаточной достоверностью стоит и по сей день.
Совместными усилиями специалистов 'ООО 'НППГА 'Луч' и ООО 'ЗАО АМТ' под руководством Лукьянова Э.Е., была разработана методика, позволяющая в реальном времени решать данную задачу. Методика реализована в программном обеспечении АМТ-301 и СГТИ-КАМА. Методика получила название - 'Модель Типа Пластового Флюида' (МТПФ).
Рис.1 Эталонная модель МТПФ
Отличительными особенностями предложенной методики и модели являются следующие:
Ограничение числа используемых в методике компонент метанового ряда до трех, с последующим приведением к 100% относительных. Такое приведение принципиально поменяло их взаимоотношение при различном флюидонасыщении, сделав устойчивыми по всей выборке, для чего как нельзя лучше подошли в ограниченном количестве ГФК и ОПУС, в том числе и предложенные ранее.
Лучшие результаты работы методики получаются в процессе применения высокоэффективных принудительных дегазаторов бурового раствора и высокочувствительных газоанализаторов и хроматографов, что гарантирует надежное выделение углеводородной залежи и определение характера ее насыщения.
Данная модель является универсальной для флюидов, получаемых при добыче углеводородов, так как построена на результатах анализа данных, получаемых на поверхности при добыче газа, газоконденсата или нефти (попутный газ).
Рис.2 Соотношение данных ГТИ и ГК с данными ГИС
Таким образом, оператор, при проводке ствола скважины, может оперативно отслеживать точку фактического входа в нефтенасыщенный пласт, не используя данные с датчиков ЗТЛС.
При правильно подготовленной газокаротажной системе, у оператора появляется возможность получать информацию не только о факте входа в нефтенасыщенную часть пласта-коллектора, но и о приближении к нему.
Так, например, вычисляемый параметр ГФК10 имеет четкие границы раздела 'Нефть - ГК/ГКО/ГН - Газ':
Нефть - значения ГФК10>1,0;
ГКГК/ГКО/ГН - значения ГФК10=0,11,0;
Газ - значения ГФК10>0,1
Рис.3 Использование параметра ГФК10 для оперативного отслеживания границ раздела
При создании модели в выборку вошли данные практически по всем газовым, газонефтяным и нефтяным месторождениям (залежам) бывшего СССР и по зарубежным месторождениям, пополняемые новыми данными по мере их поступления в открытую печать. Таким образом, в окончательной выборке использовались данные по более чем 2000 месторождений (залежей), расположенных по всему миру.
Таким образом, методика МТПФ дает не только возможность оперативно получать прогнозную информацию для выделения перспективных пластов - подход к продуктивному пласту, момент входа в пласт и характер его насыщения, но и позволяет существенно сократить объем работ при проводке ствола скважины и повысить их безопасность.
Статья
|
