WWW.BOOK.LIB-I.RU
БЕСПЛАТНАЯ  ИНТЕРНЕТ  БИБЛИОТЕКА - Электронные ресурсы
 

«РАЗРАБОТКА МЕТОДА ЭКСПРЕСС-ОЦЕНКИ НАЧАЛЬНЫХ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ЗАПАСОВ НЕФТИ (на примере месторождений Западной Сибири) ...»

На правах рукописи

УДК 553.98.048

КОТЕЛЬНИКОВА ЕЛЕНА МИХАЙЛОВНА

РАЗРАБОТКА МЕТОДА ЭКСПРЕСС-ОЦЕНКИ НАЧАЛЬНЫХ

ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ЗАПАСОВ НЕФТИ

(на примере месторождений Западной Сибири)

Специальность 25.00.12 – Геология, поиски и разведка

нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

МОСКВА – 2015

Работа выполнена на кафедре месторождений полезных ископаемых и их разведки им. В.М. Крейтера Российского Университета Дружбы Народов (РУДН) Научный Денисов Сергей Борисович руководитель: доктор технических наук, профессор Официальные Поляков Евгений Евгеньевич оппоненты: доктор геолого-минералогических наук директор центра ресурсов и запасов углеводородов (ООО «Газпром ВНИИГАЗ») Котов Петр Тимофеевич кандидат технических наук ведущий специалист отдела обработки и интерпретации (ООО «Геолого-геофизическое Партнерство») Ведущая Открытое акционерное общество «Российская организация: инновационная топливно-энергетическая компания» ОАО «РИТЭК» (Группа компаний открытого акционерного общества «Лукойл»)

Защита диссертации состоится « 20 » мая 2015 г. в __ часов на заседании диссертационного совета Д 216.015.01 при Федеральном государственном унитарном предприятии «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт» (ФГУП «ВНИГНИ») по адресу: 105118, г.



Москва, шоссе Энтузиастов, д.36, главное здание.

C диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГУП «ВНИГНИ».

Электронная версия автореферата размещена на официальном сайте ФГУП «ВНИГНИ» http://www.vnigni.ru и в ВАК при Министерстве образования и науки РФ http://www.vak.ed.gov.ru

Автореферат разослан «__» _________ 2015 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат г.-м. наук И.В. Долматова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Подсчет запасов нефти лежит в основе проектирования разработки нефтяных месторождений. Он необходим для правильной оценки объема и направления капитального строительства на каждом нефтяном промысле.

В современном мире, из всех методов подсчета запасов, наибольшее распространение получил объемно-дифференцированный метод. С одной стороны, он является довольно простым, но с другой стороны, представляет собой сложную и многоплановую задачу, основанную на решении ряда смежных вопросов нефтепромысловой геологии, физики пласта, физики и химии нефти и газа и др.

В настоящее время наиболее популярны два способа подсчета запасов:

1. объемно-дифференцированный метод (построение и перемножение цифровых подсчетных параметров в виде карт 2D).

2. метод на основе цифровых геологических и фильтрационных моделей (3D).

На практике для подсчета запасов, оперативного подсчета, оценки запасов в блоках и в отдельных участках разреза необходимо выполнять трудоемкий комплекс детальных исследований керна, флюидов и др., с целью обоснования методов определения подсчетных параметров. В этой связи остается актуальным вопрос экспресс-оценки запасов с требуемой для практики точностью.

Цель работы. Разработка метода экспресс-оценки начальных геологических запасов нефти с точностью, сопоставимой с точностью подсчета запасов методами, принятыми ГКЗ.





Основные задачи исследования:

1. Анализ факторов, определяющих удельные запасы нефти.

2. Исследование зависимости удельных запасов от составляющих формулы подсчета запасов.

3. Анализ зависимостей удельных запасов от эффективной нефтенасыщенной толщины для разведочных и эксплуатационных скважин, в чистонефтяной (ЧНЗ) и водонефтяной зонах (ВНЗ), в отложениях разного возраста, в разных фациальных обстановках.

4. Разработка методики экспресс-оценки начальных геологических запасов нефти.

5. Оценка достоверности предлагаемой методики подсчета запасов нефти.

Научная новизна:

1. Установлены устойчивые связи удельных запасов с эффективными нефтенасыщенными толщинами для стратиграфических комплексов, фациальных зон продуктивных отложений Западной Сибири, обеспечивающие повышение точности оперативной оценки запасов.

2. Предложена методика оперативной оценки запасов, основанная на создании эталонных зависимостей эффективных нефтенасыщенных толщин от удельных запасов нефти.

3. Разработана методика оперативной оценки запасов при региональных исследованиях на основе нового информативного параметра (показатель плотности удельных запасов) и региональных литофациальных карт.

Методы решения поставленной задачи. Для выполнения работы с целью выявления главной компоненты, влияющей на величину удельных запасов нефти, был проанализирован фондовый материал более 50 месторождений (~90 залежей нефти) Западной Сибири. Рассмотрены группы пластов разных возрастов, формировавшихся в разных фациальных обстановках, материалы разной статистической представительности. При анализе фондового материала использовалось специализированное программное обеспечение – MSExcel, Statistica, Corel DRAW, DV-Geo.

Практическая ценность работы.

Методика оперативной оценки запасов, описанная в работе, может успешно применяться на различных стадиях разведки и разработки нефтяных месторождений:

1. На ранней стадии поисков и разведки при региональных исследованиях возможна оценка вероятного количества ресурсов по эталонным зависимостям углового коэффициента, привязанным к литофациальным зонам.

2. На этапе доразведки и при оперативном подсчете запасов – может служить самостоятельным инструментом оценки количества прироста или списания запасов.

3. На этапе разработки является простым и достаточно точным инструментом оперативной инженерной оценки запасов в пределах кустов, блоков, участков разреза и т.д.

4. На этапе оценки запасов участков нераспределенного фонда перед выставлением их на аукцион.

Предложенные в диссертации методические подходы применялись при совместных работах с Научными центрами повышения нефтеотдачи пластов и мониторинга и проектирования разработки ОАО «ВНИИнефть» для обоснования выбора скважин-кандидатов для проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ), разработки мероприятий по снижению обводненности продукции, при подготовке проектных документов и технико-экономического обоснования коэффициента извлечения нефти. Работы выполнялись при непосредственном участии диссертанта в лаборатории анализа и разработки месторождений (ОАО «ВНИИнефть»).

Практическое применение предложенных в диссертации методических подходов подтверждается актом о внедрении результатов диссертационной работы в проектах ОАО «ВНИИнефть» и актом об использовании результатов в проектах ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаза» при решении задач по подбору скважин и подготовке рекомендаций по повышению нефтеотдачи.

Основные защищаемые положения:

1. Метод оперативной оценки запасов нефти, основанный на устойчивых связях удельных запасов с эффективными нефтенасыщенными толщинами, позволяет дать оперативную оценку запасов УВ сырья на различных стадиях поиска и разведки месторождений УВ.

2. Выявленные для территории Среднего Приобья закономерности (эталонные зависимости) изменения состава и строения осадочных толщ на основе разработанного метода, позволяют оперативно оценивать запасы нефти с достаточной для практики точностью, при погрешности относительно принятых ГКЗ РФ методов подсчета запасов не более 15%.

3. Установленная по Среднему Приобью тесная связь значений показателя плотности удельных запасов нефти с условиями осадконакопления и литофациальными зонами позволяет на основе данного показателя проводить прогнозную оценку запасов потенциальных месторождений.

Апробация работы. Результаты работы представлены на VI Международной научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Молодые - наукам о Земле» (РГГРУ, Москва, 2012). Главные результаты исследования выносились на обсуждение на конференции Инженерного факультета РУДН (2011) и семинарах кафедры Месторождений полезных ископаемых и их разведки РУДН (2011, 2012), семинар в ГКЗ (2011).

Личный вклад автора заключался в сборе, подготовке, систематизации исходных данных, выполнении обработки статистических массивов, анализе и описании полученных результатов.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 3 статьи в рецензируемых журналах, рекомендованных ВАК РФ, и одна статья в сборнике тезисов доклада VI Международной научной конференции «Молодые - наукам о Земле» (РГГРУ, Москва, 2012).

Структура и объем работы. Работа состоит из введения, пяти глав, посвященных обоснованию защищаемых положений, и заключения общим объемом 118 печатных страниц, включает 26 рисунков, 8 таблиц и список литературы, состоящий из 71 наименования.

Благодарности. Автор глубоко признателен и благодарен своему научному руководителю Денисову Сергею Борисовичу за помощь при выполнении исследования, непрерывное научное сопровождение и консультации при выполнении диссертационной работы. Диссертант выражает благодарность сотрудникам кафедры Месторождений полезных ископаемых и их разведки РУДН (Абрамов В.Ю., Дьяконов В.В., Кирюхин Л.Г. и др.) за помощь при постановке задач исследований и анализе их результатов, за знания, полученные в предыдущих этапах образовательного процесса. Также автор благодарен сотрудникам ОАО «ВНИИнефть» (Денисов С.Б., Фурсов А.Я., Евдокимов И.В., и др.) за помощь в решение научных и практических вопросов по теме диссертации.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цели и задачи исследования, охарактеризована научная новизна и практическая ценность работы, приведены защищаемые положения.

ГЛАВА 1 «Краткие сведения о методах подсчета запасов».

Результатом анализа многочисленных методических рекомендаций, книг и справочной литературы (Бжицких Т.Г., Борисенко З.Г., Быков Н.Е., Гришин Ф.А., Гутман И.С., Жданов М.А., Петерсилье В.И., Пороскун В.И., Стасенков В.В., Свихнушин Н.М., и др.) явился краткий исторический обзор основных методов подсчета запасов нефти.

В целом подсчет запасов по месторождению (залежи) проводится, как правило, в три этапа:

1) Подсчет и пересчет запасов по данным разведочного бурения и пробной эксплуатации (опытно-промышленной разработки залежей или их участков) при подготовке месторождений к разработке.

2) Оперативный подсчет и пересчет запасов на основании фактических материалов бурения и испытания эксплуатационных, поисковых и разведочных скважин;

3) Уточнение запасов в процессе разработки месторождения (залежи) с учетом данных эксплуатационного бурения и дополнительно пробуренных разведочных скважин.

На практике для подсчета запасов, оперативного подсчета, оценки запасов в блоках и в отдельных участках разреза необходимо выполнять комплекс детальных исследований керна, флюидов, газа и др., с целью обоснования методов определения подсчетных параметров.

В этой связи остается актуальным вопрос оперативной экспресс-оценки запасов с требуемой для практики точностью.

ГЛАВА 2 «Факторы, влияющие на погрешность подсчета запасов. Оценка точности подсчета запасов».

Задача оценки погрешности при подсчете (пересчете) запасов становится все более актуальной. Во-первых, этого требуют международные классификации запасов. Во-вторых, анализ погрешностей дает возможность корректно подсчитать запасы нефти и оценить риски, связанные с их извлечением. В-третьих, просчеты в определении значений запасов и параметров залежей могут привести к нерациональным затратам при разработке, а недостаточно точная методика подсчета запасов не позволит судить о полноте отработки залежей, т.е. о размерах потерь нефти в недрах.

Общепринятая методика подсчета запасов нефти объемным методом (Бжицких Т.Г. 2011 г., Петерсилье В.И., Пороскун В.И., Яценко Г.Г. 2003 г., Борисенко З.Г., Сосон М.Н. 1973 г.

и др.) предполагает использование формулы:

Q Shэф.н kп kн, где (1) Q – геологические запасы в стандартных условиях, т; S – площадь залежи, м2;

hэф.н – эффективная нефтенасыщенная толщина, м; k п – коэффициент открытой пористости, доли ед.; k н - коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.; – пересчетный коэффициент доли ед.; – плотность нефти в стандартных условиях, т/м3.

Оценка точности подсчета запасов зависит от погрешности каждого компонента формулы (1), точность которых в свою очередь, определяется качеством полученных первичных данных. Необходимы высококачественные результаты разведки, такие как первичная геологическая документация, наличие полного комплекса промыслово-геофизических данных, результаты испытания и пробной эксплуатации скважин.

Проанализированные данные по многочисленным (более 50) нефтяным месторождениям (~90 залежей нефти) Западной Сибири позволили выявить корреляционные связи между подсчетными компонентами формулы объемного метода (1), не противоречащие исследованиям других авторов (Быков Н.Е., Фурсов А.Я., Яценко Г.Г., Петерсилье В.И., Билибин С.И., Лухминский Б.Е. и др.).

ГЛАВА 3 «Исследование факторов, определяющих удельные запасы нефти».

С целью выявления главной компоненты, влияющей на величину удельных запасов, был проанализирован фондовый материал около 90 залежей более 50 месторождений Западной Сибири. Рассмотрены определенные группы пластов разных возрастов, формировавшихся в разных фациальных обстановках, материалы разной статистической представительности.

Для статистического анализа использовались таблицы подсчета запасов и результаты интерпретации данных ГИС по скважинам, выполненные при подсчетах запасов. Для удобства оценок линейные запасы по каждой скважине приводились к единичной площади, в качестве которой была принята плотность эксплуатационной сетки. В случае многопластовых месторождений расчет линейных запасов выполнялся для объектов подсчета запасов (залежей).

Расчеты выполнялись для удельных запасов, оцененных для каждой скважины. Для анализа исходные данные представлялись в виде точечных диаграмм зависимости удельных запасов от подсчетных параметров.

Эффективные нефтенасыщенные толщины. Эффективные 1.

нефтенасыщенные толщины в поисково-разведочных скважинах определяют прямым-качественным методом (микрозонды, каверномер, БК-МБК, БКЗ и т.д.), объективность которого определяется качеством исходных данных ГИС.

В эксплуатационных скважинах для определения эффективной нефтенасыщенной толщины применяют либо косвенно-качественные, либо количественные методы, достоверность которых определяется как качеством исходных ГИС, так качеством результатов исследования и анализа керна, результатами испытаний скважин. На рис. 1 в качестве примера приведены точечные диаграммы зависимости удельных запасов от эффективных нефтенасыщенных толщин.

Рисунок 1 – Точечные диаграммы зависимости удельных запасов (Qn) от эффективной нефтенасыщенной толщины (с уравнением регрессии), где

- разведочные скважины, - эксплуатационные скважины

В результате анализа установлено, что:

- для отложений разного возраста и фациального состава уравнения регрессии различаются;

- значения коэффициента корреляции (R) достаточно высоки и находятся в пределах 0.92-0.97, при среднем значении 0.95 (значения коэффициента детерминации (R2) изменяются от 0.85 до 0.94, при среднем значении 0.90).

- для 70% залежей массива значения корреляции R 0.95 (для R2 0.90).

Таким образом, эффективные толщины имеют высокую корреляционную связь с удельными запасами, позволяющую по эффективным толщинам оценивать запасы с высокой достоверностью. Во всех рассмотренных случаях коэффициент корреляции R является высоким и значимым.

2. Зависимость удельных запасов от пористости имеет существенно размытый характер (рис.2).

Интервал вероятных значений удельных запасов для равных значений пористости возрастает с увеличением значений пористости, т.е. погрешность оценки запасов по значениям kп существенно возрастает при увеличении пористости (доверительный интервал возможных значений удельных запасов расширяется с ростом kп).

Характер зависимости удельных запасов от пористости можно разделить на три группы:

А. Связь между изучаемыми параметрами отсутствует. Точки графика сосредоточены в области, которую можно вписать в окружность. В этом случае в целом для подсчета запасов оптимально использовать среднее значение пористости (рис. 2-а).

Б. Связь между параметрами имеется, но на графике с определенной долей вероятности можно построить две линии регрессии (рис. 2-б).

В. Две группы множества точек, которые условно можно разделить на значения kп 22% и значения kп 22% (рис. 2-в).

3. Зависимость удельных запасов от нефтенасыщенности, как и для пористости, имеет существенно размытый характер, который аналогичен группам А и В, выделенным выше (рис. 2-а, 2-в). Для группы В граничным значением kн является 55-60%.

При анализе зависимостей удельных запасов от пористости и нефтенасыщенности по различным пластам (выборки от трех до 2500 скважин) значения коэффициентов корреляции оказались невысокими (около 0.5), но они признаются значимыми с вероятностью 95%. Несмотря на значимость корреляции использование этих зависимостей не допустимо, т.к. зависимость не линейная, большой разброс точек (интервал вероятных значений для равных значений коэффициентов пористости/нефтенасыщенности возрастает с увеличением значений пористости/нефтенасыщенности, с ростом kп и kн расширяется доверительный интервал возможных значений удельных запасов).

Поэтому как информативные параметры пористость и нефтенасыщенность не могут быть использованы с достаточной для практики точностью для оценки удельных запасов по причине значительного диапазона доверительных значений удельных запасов.

а

–  –  –

Рисунок 2 – Точечные диаграммы зависимости удельных запасов от коэффициента пористости (слева) и от коэффициента нефтенасыщенности (справа), где

- разведочные скважины, - эксплуатационные скважины

Таким образом:

1. Для оценки (прогноза) запасов можно использовать зависимость эффективной толщины от удельных запасов.

2. В пределах залежей достаточно надежно выделяются скважины, относящиеся к коллекторам разных классов, что отмечено на графиках связи удельных запасов с пористостью и нефтенасыщенностью.

3. Более детальная классификация скважин (выделение групп коллекторов) в пределах залежей возможна, но имеет смысл, если скважины формируют группы (полигоны), в пределах которых возможен более точный прогноз запасов.

4. Высокие коэффициенты корреляции удельных запасов с эффективными нефтенасыщенными толщинами, установленные в целом в пределах залежей, позволяют сделать вывод, что в первом приближении оценка запасов по обобщенным зависимостям находится в пределах точности подсчета запасов и может быть использована для практических целей.

Методика оценки запасов через значения эффективных нефтенасыщенных толщин При подсчете запасов объемным методом используют средние значения kп и kн. Эффективные толщины планиметрируют и умножают объем коллектора (результат планиметрирования умноженный на среднюю эффективную нефтенасыщенную толщину полигона) на kп.ср и kн.cр.

При подсчете запасов объемно-дифференцированным методом производят перемножение цифровых подсчетных параметров в виде карт, определяя, в итоге, запасы в ячейках 2D сетки и суммированием значений запасов в ячейках находят суммарные запасы.

При подсчете запасов по моделям 3D производится аналогичная процедура для большого набора слоев – элементов трехмерной сетки. Далее запасы рассчитывают суммированием значений в сетке 3D.

Оценкой качества подсчета запасов в последних двух способах является соответствие данным по скважинам. При этом распределение запасов в пространстве 2D и 3D определяется набором методов интерполяции значений подсчетных параметров (обычно hэф.н, kп, kн) между скважинами, детерминированными или стохастическими методами.

В отличие от применяемых в практике подсчета запасов методов нами показано, что не целесообразно брать kп.ср и kн.cр, в качестве подсчетного параметра, а лучше использовать удельные запасы в виде комплексного параметра и эффективные нефтенасыщенные толщины. В этом случае погрешность интерполяции между скважинами не оказывает влияния на предлагаемый метод оценки запасов.

В соответствии с изложенным выше, предлагается алгоритм построения эталонных зависимостей для дальнейшей экспресс-оценки запасов (Денисов

С.Б., Котельникова Е.М., 2012):

1. В каждой скважине выбранного объекта подсчета запасов, оценивается эффективная нефтенасыщенная толщина и линейные запасы (qn) (табл.1):

qni = ( * * hэф.н,i * Кп,i * Кн,i) * 1м * 1м, (2) qn = qni где: qni – линейные запасы прослоев, – плотность нефти, – пересчетный коэффициент, hэф.н,i – эффективные нефтенасыщенные толщины прослоев, Кп,i – коэффициенты пористости прослоев, Кн,i – коэффициенты нефтенасыщенности прослоев.

Таблица 1 – Пример результатов статистической обработки массива зависимостей удельных запасов от эффективных нефтенасыщенных толщин по одной скважине

–  –  –

2. Линейные запасы (qn) пересчитываются в удельные запасы (Qn). В качестве площади в общем случае удобнее брать 1 м2, но для конкретного месторождения за единицу площади лучше принять область охвата по принятой эксплуатационной сетке (например, 25 га). В рассматриваемом примере Qn – удельные запасы на 25 га (Qn = qn * 250) тыс.т

3. Строится график зависимости Qn= (hэф.н,n) по всем скважинам массива (рис.3).

–  –  –

На график наносится линия тренда и рассчитывается уравнение регрессии, для которого оценивается значение коэффициента детерминации R2 (в рассматриваемом примере равно 0.95).

Уравнение регрессии имеет вид линейного уравнения с одной переменной:

Qср,n = Аhэф.н,n + В, (3) где Qср,n – среднее значение удельных геологических запасов на условную среднюю скважину (т), hэф.н, n – эффективная нефтенасыщенная толщина (м), А

– угловой коэффициент или тангенс угла наклона линии регрессии, является показателем плотности удельных запасов нефти, В – точка пересечения линии регрессии с осью удельных запасов – является не информативным для подсчета запасов, как правило, он связан с некоторыми погрешностями первичных данных.

Таким образом, получена зависимость для конкретного месторождения (эталонная зависимость), которая может быть использована для оценки по фактическим значениям эффективных нефтенасыщенных толщин прироста запасов при бурении новых скважин, оценки количества начальных запасов при изменении категорий, оценки запасов в пределах полигонов.

Для проверки достоверности методики сравним запасы, посчитанные этим методом с запасами, утвержденными ГКЗ, которые будем считать истиной:

1) Используя среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины из отчета по подсчету запасов (hэф,н,n = 4.9 м из утвержденной ГКЗ таблицы подсчета запасов рассматриваемого месторождения) по уравнению регрессии (рис. 3) рассчитывается среднее значение НГЗ (Qср,n) на условную среднюю скважину (Qср,n = 207.8 тыс.т).

2) Берется площадь залежи S (из той же таблицы), и рассчитывается количество «участков» (число «условных скважин») по 25 га (N = 120).

3) Умножением среднего значения запасов Qср,n на число «условных скважин»

получаем расчетное количество запасов Qнгз = 24 936 тыс.т.

4) Сопоставляется расчетная величина запасов (Qнгз) с фактическими (утвержденными ГКЗ, которые составляют 22 849 тыс.т) в процентах и тысячах тонн. Расхождение составляет +2087 тыс.т, или 9.1%.

5) Таким образом, получена эталонная зависимость для расчета запасов, отклоняющихся от запасов, рассчитанных по стандартной методике, применяемой в ГКЗ РФ (эталона), не более чем на 15%.

При высоком значении R20.85 и при отличии оцененных запасов по данной методике от принятых при подсчете запасов в районе 15% и менее, полученные эталонные зависимости можно применять для решения практических задач.

Непосредственно методика оценки запасов по эталонным зависимостям на вновь разбуренных участках или в пределах выделенных полигонов сводится к следующему:

1. На участке оценки запасов по скважинам находят среднее значение эффективных нефтенасыщенных толщин.

2. По выявленной зависимости для среднего значения эффективной нефтенасыщенной толщины определяется величина удельных запасов на скважину (Qср,n).

3. Оценивается площадь нового участка залежи (S).

4. Рассчитывается количество блоков по 25 га (число «условных скважин» N = S [м2] / 25 [га] = S [тыс.м2] / 250 [тыс.м2]).

5. Умножением значения удельных запасов на число «условных скважин»

получаем расчетную величину запасов Qнгз (Qнгз = Qср,n * N).

В результате выполненного анализа обосновано первое защищаемое положение: Метод оперативной оценки запасов нефти, основанный на устойчивых связях удельных запасов с эффективными нефтенасыщенными толщинами, позволяет дать оперативную оценку запасов УВ сырья на различных стадиях поиска и разведки месторождений УВ.

Такая оценка запасов нефти была проведена на значительном количестве месторождений (более 50) Западной Сибири. Оценка погрешностей запасов между рассчитанными по предлагаемой методике и утвержденными ГКЗ запасами представлена в виде диаграммы (рис. 4). На рисунке видно, что статистически основная часть значений погрешностей лежит в пределах +10 – Гистограмма имеет смещение в область положительных значений, т.е.

преобладающим является некоторое завышение запасов на первые проценты относительно запасов утвержденных ГКЗ.

Различие с утвержденными ГКЗ запасами, которые в работе принимались за эталон, в среднем с учетом знака составляет +0.8%, без учета знака 4.2 % и не превышает ±14 - 15%, т.е. находится в диапазоне погрешностей подсчета запасов по методикам, апробированным ГКЗ. При применении данной методики для оценки прироста запасов в случае доразведки месторождений необходимо иметь регрессионную эталонную зависимость, построенную по ранее пробуренным скважинам, среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины по новым скважинам и прирост площади.

Рисунок 4 – Гистограмма распределения погрешностей оценки запасов Известно, что среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины не всегда корректно рассчитывать, как среднее по скважинам (Азаматов В.И., Свихнушин Н.М.). Поэтому в ряде случаев при расчете средних значений эффективных нефтенасыщенных толщин необходимо вводить весовой коэффициент, учитывающий плотность расположения скважин.

На этапе разработки месторождения эталонная зависимость при наличии карт эффективных толщин позволяет без специальных вычислительных процедур оперативно оценить запасы, например, в пределах разбуриваемого куста, участка залежи и т.д.

На основании проведенных исследований по методике экспресс-оценки запасов нефтяных залежей можно сделать вывод, что данная методика оценки запасов имеет достаточно высокую точность, статистически сопоставимую с точностью подсчета запасов методами, принятыми ГКЗ.

Исследование зависимостей удельных запасов от эффективной нефтенасыщенной толщины для разведочных и эксплуатационных скважин Проведенный нами анализ достоверности по уравнению регрессии (3) показал, что точность выделения коллекторов в разведочных скважинах выше, чем в эксплуатационных. Со статистической позиции это обусловлено малой дисперсией точек на графике относительно линии тренда для выборки по разведочным скважинам, по сравнению с выборкой по эксплуатационным скважинам, где разброс точек выше. Данный факт объясняется тем, что в поисково-разведочных скважинах выделение коллекторов реализуется с использованием прямых качественных признаков, а в эксплуатационных обычно применяют либо косвенно-качественные, либо количественные критерии, имеющие более высокий уровень неопределенности.

Анализируя зависимости удельных запасов от эффективной нефтенасыщенной толщины для разведочных и эксплуатационных скважин видно, что по сравнению с разведкой в эксплуатационных скважинах значения удельных запасов занижены. Так, например, на графике (рис. 5) видно, что в эксплуатационных скважинах при нулевых запасах эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 0.5 м. В большинстве случаев данное обстоятельство связано с тем, что в Западной Сибири коллектора в эксплуатационных скважинах обычно выделяют по граничным значениям метода альфа ПС (пс), который несколько завышает толщину. В разведочных скважинах такого не отмечается. Там по графикам ближе к нулю, и толщина и запасы.

На графиках зависимости удельных запасов от эффективной нефтенасыщенной толщины разведочные скважины относительно равномерно распределены во всем массиве значений (рис. 5) и, несмотря на небольшое их число, являются представительными статистическими выборками для построения эталонных зависимостей.

Qn = 46.5 hэф.н – 23.9 Qn = 40.7 hэф.н Рисунок 5 – Точечные диаграммы зависимости удельных запасов от hэф.н (по одному пласту): снизу – по всем скважинам; слева сверху – только по эксплуатационным скважинами; справа сверху – только по разведочными скважинам Выявляются незначительные расхождения величин запасов, рассчитанных только по данным разведочных скважин, с запасами, полученными при учете всех скважин (разведочные и эксплуатационные). В то же время наблюдается закономерность: при проведении расчетов запасов только по разведочным скважинам, результаты более близки к утвержденным значениям запасов (рис.6).

Рисунок 6 – Гистограмма отличия запасов, оцененных по экспресс-методике от утвержденных ГКЗ раздельно по всему массиву (синий цвет) и только по разведочным скважинам (красный).

Таким образом, если разведочные скважины относительно равномерно распределены в массиве точек графиков, то следует использовать эталонные уравнения регрессии по разведочным скважинам, поскольку погрешность оценки запасов по разведочным скважинам ниже, чем по суммарному массиву данных по всем скважинам.

Не всегда разведочные скважины распределяются равномерно в общем массиве точек. Эти случаи редки, но пренебрегать ими не следует.

На основе проанализированных многочисленных данных по разведочным и эксплуатационным скважинам по разным залежам на нескольких десятках месторождений Западной Сибири установлено, что зависимости, построенные по разведочным скважинам, позволяют с большей точностью оценивать запасы по сравнению с зависимостями, построенными по эксплуатационным скважинам.

Использование данных разведочных скважин оказывается более достоверным для оценки запасов УВ. При этом для построения зависимостей по разведочным скважинам используется значительно меньше скважин при более высокой результирующей точности оценок запасов. В связи с этим возникает вопрос о минимальном количестве скважин, необходимых для построения эталонных зависимостей. Особенно важен этот вопрос на ранней стадии разведки, когда необходимо оценить вероятное количество запасов, в пределах залежей, блоков и т.д.

Очевидно, что для того, чтобы построить зависимость удельных запасов от hэф.н, достаточно иметь несколько скважин с высокими удельными запасами.

Линия уравнения регрессии пройдет через эти скважины и начало координат (Денисов С.Б, Попова Е.А, Зыкин М.Я, 2010г). Эта особенность зависимости позволяет даже на начальном этапе поисковых и разведочных работ по единичным скважинам построить эталонные зависимости и с высокой степенью достоверности оценить вероятное количество ресурсов.

Наряду с вышеописанными исследованиями рассматривалось влияние на характер эталонной зависимости принадлежность скважин к чистонефтяной и водонефтяной зонам (ЧНЗ и ВНЗ). Результаты исследований показали отсутствие влияния. Теоретически в ВНЗ удельные запасы должны быть несколько занижены в результате снижения Кн. Но в общем статистическом массиве эти скважины не выделяются.

ГЛАВА 4 «Показатель плотности удельных запасов нефти».

По предлагаемому методу экспресс-оценки запасов была выявлена и обоснована тесная связь удельных геологических запасов с эффективными нефтенасыщенными толщинами для локальных месторождений. Эта зависимость описывается линейным уравнением (3).

В результате анализа эталонных зависимостей удельных запасов от эффективной нефтенасыщенной толщины по месторождениям Западной Сибири было установлено, что для пластов разного возраста (ПК, АП, Ю и др.) зависимости удельных запасов от эффективной нефтенасыщенной толщины имеют линейный характер, но отличаются угловым коэффициентом, который является показателем плотности удельных запасов нефти.

Исследования показали, что значения показателя плотности удельных запасов нефти определяются литологическими и возрастными особенностями нефтегазоносных пластов (рис.7). На основе этого, рассматриваемый показатель можно считать информативным параметром. Его геологический смысл заключается в том, что разным по возрасту и литологическому составу пластам соответствуют определенные углы наклона линий графиков.

–  –  –

Рисунок 7 – График эталонных зависимостей удельных запасов от hэф.н в отложения разного возраста (~100 залежей нефти м-й Западной Сибири).

В ряде случаев при большом количестве скважин в группах пластов наблюдается разброс точек, который вероятнее всего связан с различными условиями седиментации на значительной площади месторождения.

Соответственно, в данном случае требуется дополнительная классификация. В результате такой классификации снижается дисперсия точек графиков при построении эталонных зависимостей, соответственно, снижается погрешность прогноза запасов.

Таким образом, зависимости удельных запасов от эффективных нефтенасыщенных толщин на территории Западной Сибири классифицируются нами по возрасту отложений, при этом значения показателя плотности удельных запасов имеют значимые различия (более 10%).

Даже в пределах одной возрастной группы (в пластах АП, пластах БП, пластах ПК и т.д.) к построению эталонных зависимостей следует подходить дифференцированно. Это объясняется тем, что пласты изучаемых массивов одного возраста (стратиграфического объема) имеют различный литологический состав и структуру порового пространства, что связано с условиями седиментации, обусловленными определенными фациальными обстановками осадконакопления. На рис.8 приведены линии регрессии для континентальных, дельтовых, шельфовых, клиноформных отложений Западной Сибири.

–  –  –

Рисунок 8 – График эталонных зависимостей удельных запасов от эффективной нефтенасыщенной толщины в разных фациальных обстановках (~100 залежей нефти).

Таким образом, значение показателя, отражающее угол наклона линии регрессии графиков зависимости удельных запасов от эффективных нефтенасыщенных толщин в возрастной группе отложений, определяется фациальной обстановкой осадконакопления.

Материал, приведенный выше, обосновывает второе защищаемое положение: Выявленные для территории Среднего Приобья закономерности (эталонные зависимости) изменения состава и строения осадочных толщ на основе разработанного метода, позволяют оперативно оценивать запасы нефти с достаточной для практики точностью, при погрешности относительно принятых ГКЗ РФ методов подсчета запасов не более 15%.

ГЛАВА 5 «Особенности регионального латерального изменения показателя плотности удельных запасов нефти на площади».

Опираясь на вышеизложенные выводы, целесообразно провести анализ зависимости показателя плотности удельных запасов нефти от условий седиментации (фациальных обстановок). Решение данной задачи объективно возможно в плоскости региональных исследований одновозрастного интервала разреза. В качестве такого объекта были выбраны верхнеюрские отложения (группа пластов Ю11), которые являются перспективными продуктивными подкомплексами Западной Сибири. В них выявлено более 500 залежей (более 6 млрд.т геологических запасов нефти), большая часть которых в настоящее время активно разрабатываются.

Пласт Ю11, вскрытый на многочисленных месторождениях Среднего Приобья Западной Сибири, формировался в келловейском и оксфордском веках позднеюрской эпохи:

– в келловейском веке преимущественно в морской глубоководной части шельфа и в меньшей степени (юго-восточная часть) в мелководной и прибрежной, затапливаемой морем, равнине; источники сноса обломочного материала располагались преимущественно на юго-востоке от района исследования;

– в оксфордском веке в переходных условиях, на границе перехода прибрежной равнины, временами заливавшейся морем, к морской обстановке (мелководная часть шельфа и прибрежная зона); источники сноса обломочного материала располагались преимущественно на юге от района исследования;

Как отмечалось выше, значение показателя плотности удельных запасов определяется при прочих равных условиях возрастом пород, их фациальной принадлежностью. Поскольку фациальные обстановки для нефтенасыщенной толщи сменяются по латерали и не имеют резких границ между собой, то имеет смысл оценить распределение значений показателя в региональном плане и соответствие его значений фациальным обстановкам осадконакопления.

Учитывая, что теоретически линии тренда имеют началом точку с нулевой толщиной и нулевыми запасами, то карты значений показателя плотности удельных запасов являются совокупностью полученных эталонных зависимостей для количественной оценки запасов верхнеюрских отложений в выявленных или прогнозируемых скоплениях нефти. На рисунке 9-А приведен пример карты значений показателя плотности удельных запасов по месторождениям Среднего Приобья Западной Сибири для пласта Ю11.

Статистика для построения этих карт была собрана по 35 месторождениям.

Оценка наличия связи показателя плотности удельных запасов с региональным распределением месторождений, удельные запасы которых и свойства коллекторов определяются условиями осадконакопления, рассматривались и на наличие корреляции с песчанистостью и региональными литофациальными картами.

В нефтяной геологии принято считать, что коэффициент песчанистости более 0.7 соответствует породам с высокой связностью коллекторов (доля гидродинамически связанных коллекторов более 85%), которые формировались в средах с высокой энергией переработки обломочного материала.

Коэффициент песчанистости 0.7 - 0.5 соответствует породам с невысокой связностью – «прерывистые коллекторы». Сильно прерывистым коллекторам соответствуют значения коэффициента песчанистости 0.3 - 0.5. Тип пород с коэффициентом песчанистости менее 0.3 соответствует не связанным коллекторам, залегающим в виде отдельных линз. Распределение песчанистости на изучаемых территориях соответствует определенным обстановкам осадконакопления. Эти связи подробно описываются в многочисленных монографиях по седиментологии (Белозеров В.Б., Ботвинкина Л.Н., Гайдебурова Е.А., Карогодин Ю.Н., Конторович А.Э., Корж М.Ф., Лидер М.Р., Мкртчян О.М., Мухер А.Г., Наливкин Д.В, Нежданов А.А., Рединг Х.Г., Рудкевич М.Я., Рухин Л.Б., Селли Р.К., и др.) На построенной карте песчанистости (рис. 9-Б), как и на карте значений показателя плотности удельных запасов (рис. 9-А), выделяются три области, повышенных значения параметра, связанных очевидно с направлениями потоков, по которым привносился обломочный материал в западном направлении. На построенных картах пространственно повышенные значения показателя плотности удельных запасов соответствуют повышенным значениям песчанистости.

А) Б) Рисунок 9 – А) – карта значений показателя плотности удельных запасов для пластов Ю11 Среднего Приобья. Б) – карта значений коэффициента песчанистости.

(построено по данным 35 м-й). Составила Котельникова Е.М., 2012.

Таким образом, полученные результаты соответствия значений коэффициентов песчанистости и показателя плотности удельных запасов подтверждают высокую эффективность показателя для оценки количества запасов в связи с принадлежностью положения месторождений в разных фациальных зонах.

В основном картина такова, что чем выше коэффициент песчанистости, тем выше значение углового коэффициента, т.е. при одной и той же мощности удельные запасы нефти нарастают быстрее в тех случаях, когда имеется высокая связанность коллекторов.

Полученная информация на площади изучаемого участка группы месторождений Западной Сибири была сведена на литологопалеогеографическую карту (Нестеров И.И.). На карте видно наличие информационной связи литолого-палеогеографической, каротажной информации (коэффициент песчанистости) и значений показателя плотности удельных запасов, что подтверждает с высокой степенью достоверности наличие связи значений показателя с фациальными обстановками осадконакопления и возможность использования карт значений показателя плотности удельных запасов в качестве эталонных зависимостей для количественной оценки запасов новых месторождений и при доразведке уже открытых месторождений.

Особенностью изменения значений показателя плотности удельных запасов на площади для отложений одного возраста является их хорошая корреляция с качеством коллекторов и принадлежностью их к фациальным зонам, что позволяет, опираясь на законы седиментологии, более обоснованно интерполировать значения картируемого параметра между дискретными точками наблюдений (месторождениями) и более обосновано прогнозировать на количественном уровне потенциальные возможности перспективных областей и доизучаемых блоков открытых месторождений.

Таким образом:

1) Эталонные зависимости удельных геологических запасов от эффективных нефтенасыщенных толщин можно использовать для прогноза потенциальных запасов месторождений нефти при региональных исследованиях.

2) Методика базируется на установленных связях значений показателя плотности удельных запасов пород одного возраста с литофациальными обстановками осадконакопления, которые оцениваются по региональным литофациальным и палеогеографическим картам.

3) Методика применима для отложений с установленной региональной нефтепродуктивностью.

4) Установленные закономерности (эталонные зависимости) в отложениях пласта Ю11 Среднего Приобья позволяют провести количественную оценку запасов в пределах структур, выявленных по данным сейсморазведки.

5) Полученные карты можно использовать для формирования эталонных зависимостей для оценки запасов месторождений при региональных исследованиях.

6) Применение рассматриваемой методики можно считать целесообразным и актуальным для оценки запасов и перспективных площадей в пределах крупных нефтегазоносных бассейнов с терригенным типом коллекторов.

Результаты исследований, приведенные в главе 5 обосновывают третье защищаемое положение: Установленная по Среднему Приобью тесная связь значений показателя плотности удельных запасов нефти с условиями осадконакопления и литофациальными зонами позволяет на основе данного показателя проводить прогнозную оценку запасов потенциальных месторождений.

Заключение

В итоге проведенной работы получены следующие основные результаты:

1. Предлагаемая методика позволяет оперативно оценивать запасы с достаточной для практики точностью: отличие (погрешность) относительно утвержденных запасов не превышает 15%.

2. На месторождениях, не обеспеченных в достаточной мере петрофизическими данными, можно использовать наборы эталонных зависимостей в качестве возрастных аналогов при оценке запасов.

3. Выделен новый информативный параметр для оперативной и экспертной оценки запасов – показатель плотности удельных запасов нефти.

4. Сопоставление распределения значений показателя плотности удельных запасов нефти по территории Среднего Приобья с литологопалеогеографическими картами и картами песчанистости показывает четкую зависимость значений этого информационного параметра с фациальными обстановками осадконакопления. На основе этого можно создавать и использовать эталонные зависимости для оценки запасов и ресурсов при региональных исследованиях.

Основные положения диссертационной работы изложены в следующих публикациях:

1. Денисов С.Б. Методика оценки запасов через значения эффективных нефтенасыщенных толщин / Денисов С.Б., Котельникова Е.М. // Вестник РУДН. Серия: Инженерные исследования. – 2013. – №3. – С.126-129.

2. Денисов С.Б. Подсчет начальных геологических запасов методом экспрессоценки запасов нефтяных залежей на примере крупного нефтегазового месторождения ЯНАО / Денисов С.Б., Котельникова Е.М. // Вестник РУДН.

Серия: Инженерные исследования. – 2012. – №2. – С.107-111.

3. Денисов С.Б. Прогноз геологических запасов нефти при региональных исследованиях / Денисов С.Б., Котельникова Е.М. // Вестник РУДН. Серия:

Инженерные исследования. – 2013. – №2. – С.88-96.

4. Котельникова Е.М. Результаты опробования алгоритма подсчета начальных геологических запасов по методу экспресс-оценки на месторождениях Среднего Приобья / Тезисы VI Международной научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Молодые - наукам о Земле» // РГГРУ. – Москва. – 2012.

–  –  –






Похожие работы:

«Фомин Александр Николаевич САМОУПРАВЛЕНИЕ В СИСТЕМЕ МУНИЦИПАЛЬНОЙ ВЛАСТИ СОВРЕМЕННОЙ РОССИИ Специальность 23.00.02 политические институты, процессы и технологии АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата политических наук Волгоград 2017 Работа выполнена в Волг...»

«Лихачева Анастасия Борисовна Дефицит воды как фактор современных международных отношений Специальность 23.00.04 – Политические проблемы международных отношений, глобального и регионального развития. АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата полити...»

«Арчаков Михаил Константинович ПОЛИТИЧЕСКИЙ ЭКСТРЕМИЗМ В РОССИИ: СУЩНОСТЬ, ПРОЯВЛЕНИЯ, МЕРЫ ПРОТИВОДЕЙСТВИЯ Специальность: 23.00.02 – Политические институты, процессы и технологии АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени д...»

«Бучко Инна Владимировна ЭТАПЫ УЛЬТРАМАФИТ-МАФИТОВОГО И ГАББРО-АНОРТОЗИТОВОГО МАГМАТИЗМА ЮГО-ВОСТОЧНОГО ОБРАМЛЕНИЯ СЕВЕРО-АЗИАТСКОГО КРАТОНА Специальность 25.00.01 общая и региональная геология АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогическ...»

«РОМАНЧУК Сергей Игоревич МИРОТВОРЧЕСКИЕ ОПЕРАЦИИ НА ПОСТСОВЕТСКОМ ПРОСТРАНСТВЕ: КОНЦЕПТУАЛЬНЫЕ ПОДХОДЫ Специальность 23.00.04 – Политические проблемы международных отношений, глобального и регионального развития по политическим наукам АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата...»

«Агафонова Анна Геннадьевна Реструктуризация социального пространства локальной территории большого города (на примере Канонерского острова Санкт-Петербурга) Специальность 22.00.04 – Социальная структура, социальные институты и процессы Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата социологических нау...»

«МАРДАНОВ Марат Хамитьянович ВЛИЯНИЕ ЭТНОПОЛИТИЧЕСКОГО ФАКТОРА НА ТРАНСФОРМАЦИЮ РОССИЙСКОГО ФЕДЕРАЛИЗМА Специальность: 23.00.02 – политические институты, процессы и технологии АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата политических наук Москва – 2013 Работа выполнена на кафедре национальных и федеративн...»

«Андросенко Сергей Васильевич ОСНОВАНИЯ ГОСУДАРСТВЕННОЙ ВЛАСТИ В РОССИИ (социально-философский аспект анализа) Специальность 09.00.11 – социальная философия Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата философских наук Барнаул – 2009 Работа выполнена на кафедре философии...»

«Бовдунов Александр Леонидович ПРОЕКТЫ ГЕОПОЛИТИЧЕСКОЙ РЕОРГАНИЗАЦИИ ВОСТОЧНОЙ ЕВРОПЫ В НОВОМ МЕЖДУНАРОДНОМ ПОРЯДКЕ Специальность 23.00.04 – "Политические проблемы международных отношений, глобального и регионального развития" Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата политических наук Москва – 2013...»

«МИХАЙЛОВА Наталья Вячеславовна Концептуальная эволюция национальной и федеративной политики в России Специальность: 23.00.02. – политические институты, процессы и технологии Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора политических наук Москва 2012 Работа выполнена на кафедре национальных и федеративных отношений Федерального госуда...»

«ПЫСТИНА Юлия Ивановна МИНЕРАЛОГИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ ЭВОЛЮЦИИ ГНЕЙСО-МИГМАТИТОВЫХ КОМПЛЕКСОВ УРАЛА 25.00.05 – минералогия, кристаллография Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук Томск Работа выполнена в Институте геологии Коми научного центра Уральского от...»

«МАНИКИН АЛЕКСЕЙ ГЕННАДЬЕВИЧ ЗАКОНОМЕРНОСТИ ИЗМЕНЕНИЯ ТЕРРИГЕННОМИНЕРАЛОГИЧЕСКОГО СОСТАВА ПОГРАНИЧНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ЮРЫ И МЕЛА СРЕДНЕРУССКОГО МОРЯ Специальность 25.00.01 общая и региональная геология Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогически...»









 
2017 www.book.lib-i.ru - «Бесплатная электронная библиотека - электронные ресурсы»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.