Геометризация нефтяных залежей и математическое моделирование нефтеводонасыщенности на основе стадийности процессов нефтегазообразования

Грищенко, Марина Афанасьевна

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Геометризация нефтяных залежей и математическое моделирование нефтеводонасыщенности на основе стадийности процессов нефтегазообразования
ВАК РФ 25.00.16, Горнопромышленная и нефтегазопромысловая геология, геофизика, маркшейдерское дело и геометрия недр

Автореферат диссертации по теме "Геометризация нефтяных залежей и математическое моделирование нефтеводонасыщенности на основе стадийности процессов нефтегазообразования"

На правах рукописи

ГРИЩЕНКО Марина Афанасьевна

ГЕОМЕТРИЗАЦИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ И МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ НЕФТЕВОДОНАСЫЩЕННОСТИ НА ОСНОВЕ СТАДИЙНОСТИ ПРОЦЕССОВ НЕФТЕГАЗООБРАЗОВАНИЯ

(па примере месторождений Западной Сибири)

Специальность 25.00.16 - «Горнопромышленная и нефтегазопромысловая геология, геофизика, маркшейдерское дело и геометрия недр»

Автореферат диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук

Екатеринбург - 2008

003453777

Работа выполнена в ООО «Тюменский нефтяной научный центр»

и ГОУ ВПО «Уральский государственный горный университет»

Научный руководитель - доктор геолого-минералогических наук,

профессор Паняк Стефан Григорьевич

Официальные оппоненты - доктор технических наук, профессор

Тагильцев Сергей Николаевич

- кандидат технических наук Кряквин Александр Борисович

Ведущяя организация - ООО «КогалымНИПИнефть»

Защита диссертации состоится « //» декабря 2008 г. в 14°° час. на заседании диссертационного совета Д 212.280.02 при ГОУ ВПО «Уральский государственный горный университет» по адресу: 620144, г. Екатеринбург, ул. Куйбышева, д. 30, аудитория 2142.

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке ГОУ ВПО «Уральский государственный горный университет».

Автореферат разослан « S » ноября 2008 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета В. К. Багазеев

Общая характеристика работы

Актуальность темы. В последние годы геологам и разработчикам все чаще приходится исследовать сложно построенные залежи нефти и газа в отложениях с неоднородными коллекторскими свойствами. По свидетельству Ф.З. Хафизова, в Западной Сибири за счет неверного определения контура залежи при подсчете запасов углеводородов возникает до 47 % ошибок. Часто несоответствие контура нефтегазоносности структуре пласта наблюдается у залежей, приуроченных к антиклинальным структурам, которые испытали активные неотектонические преобразования.

В связи с активным развитием трехмерного геологического моделирования нефтегазовых месторождений происходит постоянный пересмотр вопросов по определению уровня водонефтяного контакта (ВНК), обоснованию его по площади залежи и моделированию нефтеводонасыщенности пластов с учетом переходной зоны. Объяснить причины сложного положения ВНК невозможно без анализа нефтегазоносной системы в целом и восстановления истории развития месторождения на основе стадийности процессов нефтегазообразования. До сих пор существуют неоднозначности в толковании таких понятий, как положение ВНК, уровень зеркала чистой воды и модель строения насыщенности залежи. Поэтому изучение ВНК и выявление его закономерностей в процессе создания геологических моделей нефтяных залежей, а также моделирование нефтеводонасыщенности пластов с учетом переходной зоны, оказывающих существенное влияние на подсчет запасов, является актуальным.

Объект исследований - геометризация нефтяных залежей месторождений Нижневартовского района на основе особенностей положения ВНК и распределение нефтеводонасыщенности в переходных зонах залежей для уточнения запасов.

Предмет исследований - закономерности положения водонефтяного контакта и строение переходной зоны нефтяных залежей.

Цель работы - выявление закономерностей положения ВНК и математическое моделирование нефтеводонасыщенности пластов с учетом переходных зон для повышения точности подсчёта запасов и эффективности разведки нефтяных залежей.

Основные задачи исследований:

1. Обобщение, анализ и уточнение методических приемов обоснования ВНК.

2. Выявление закономерностей положения ВНК на месторождениях Западной Сибири на основе стадийности процессов нефтегазообразования.

3. Создание моделей переходных зон Гун-Еганского, Никольского и Самотлорского месторождений.

4. Разработка методических приемов моделирования насыщенности с учетом переходных зон при создании трехмерных геологических моделей.

5. Оценка высоты переходной зоны в процессе моделирования насыщенности.

6. Оценка погрешностей существующих способов подсчёта начальных геологических запасов на основе двумерных моделей.

Идея работы заключается в использовании стадийности процессов нефтегазообразования при геометризации нефтяных залежей и математическом моделировании нефтеводонасыщенности пластов для более точного подсчёта запасов.

Фактический материал и методы исследований. Диссертация основана на обширном геолого-геофизическом материале, включающем результаты испытаний и гидродинамических исследований скважин, литологическое описание керна, описание шлифов, гранулометрический и минералогический анализы, результаты изучения коллекторских свойств керна, результаты анализов флюидов, материалы сейсморазведочных работ. Собрана геолого-геофизическая информация по Пермяковскому (270 скважин), Гун-Еганскому (300 скв.), Никольскому (50 скв.) месторождениям, а также использованы материалы ООО «ТННЦ» по Кошильскому (360 скв.) и Самотлорскому месторождениям (18000 скв.).

Методы исследований включают: обобщение и анализ отечественного и зарубежного опыта; анализ результатов геофизических исследований скважин (ГИС), обработка которых выполнена на современных программно-технических комплексах (Солвер, Геопоиск); компьютерное моделирование на основе программных продуктов Geofreme и Petrel (компании Shlumberger), IRAP RMS (компании ROXAR); изучение нефтегазоносной системы на основе палеотектонического, палеогеографического и сейсмофациального анализов; восстановление истории формирования месторождений на основе стадийности процессов нефтегазообразования; анализ данных капилляриметрии. Защищаемые научные положения:

1. Геометризация нефтяных залежей на основе закономерностей положения ВНК существенно уточнила контуры залежей продуктивных пластов Пермяковского, Гун-Еганского, Никольского, Самотлорского (пласты группы «АВ») месторождений.

2. Математическое моделирование нефтеводонасыщенности пластов при создании трехмерных моделей следует проводить на основе моделей

переходных зон и 3-функции, которое реализовано на Гун-Еганском, Никольском и Самотлорском месторождениях.

3. На основе данных капилляриметрии и 3-функции определена формула для расчёта высоты переходных зон и оценена переходная зона пластов группы «АВ» Самотлорского месторождения.

4. Наибольшая точность подсчета запасов достигается на основе карт линейных запасов, что подтверждает оценка погрешностей существующих способов подсчёта начальных геологических запасов на основе двумерных моделей. На основе трехмерных моделей следует оценивать запасы нефти в переходных зонах, которые подсчитаны на Гун-Еганском, Никольском и Самотлорском месторождениях. Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций

подтверждается широким комплексом научных исследований, выполненных в результате многолетних работ по компьютерному моделированию нефтяных месторождений; отчетливой сходимостью теоретических предпосылок с фактическими материалами, характеризующими геологическое строение нефтяных залежей Пермяковского, Гун-Еганского, Никольского и Самотлорского (АВ]1"2, АВ)3, ЛВ23, АВ4.5) месторождений; положительными результатами внедрения разработанных рекомендаций на производственных предприятиях: ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие», ОАО «ТНК-Нижневартовск», ОАО «Самотлорнефтегаз». Научная новизна работы:

1. Выявлены закономерности положения ВНК на месторождениях Нижневартовского района (Пермяковское, Кошильское, Гун-Еганское, Никольское, Самотлорское), объяснившие природу сложного строения нефтяных залежей. Зависимость между кровлей пласта и отметкой ВНК использована для построения прогнозных карт поверхностей ВНК.

2. Существенно уточнены двумерные и впервые созданы трехмерные геологические модели нефтяных залежей Пермяковского, Гун-Еганского, Никольского и Самотлорского (АВ11"2, АВ)3, АВ23, АВ4.5) месторождений, послужившие основой для технико-экономического обоснования коэффициента извлечения нефти и планирования разработки залежей.

3. Разработаны методические приемы построения трёхмерных моделей насыщенности на основе моделей переходных зон и 3-функции.

4. Впервые на основе моделей переходных зон созданы трехмерные модели насыщенности продуктивных пластов Никольского, Самотлорского (АВ|1-2 -АВ4.5) и Гун-Еганского месторождений. Для пластов Самотлорского месторождения дополнительно рассчитан вариант на основе 3-функции,

определена высота переходной зоны для каждого из пластов. 5. Оценена погрешность расчёта начальных геологических запасов на основе двумерных моделей Пермяковского, Гун-Еганского, Никольского и Кошильского месторождений, выполненных различными способами: путем расчёта средневзвешенных параметров и на основе карт линейных запасов.

Практическая значимость работы заключается в разработке двумерных и трёхмерных геологических моделей нефтяных и газонефтяных залежей продуктивных пластов Пермяковского, Гун-Еганского, Самотлорского и Никольского месторождений, которые использовались для подсчета запасов нефти и растворенного газа, а также обоснования коэффициента извлечения нефти данных месторождений; выявленные закономерности положения ВНК учтены при планировании геологоразведочных работ в ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие» и ОАО «ТНК-Нижневартовск».

Реализация результатов работы. Результаты работ по подсчету запасов одобрены Государственной комиссией по запасам Российской Федерации, геологические модели внедрены на производственных предприятиях ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие», ОАО «ТНК-Нижневартовск», ОАО «Самотлорнефтегаз».

Апробация работы. Основные положения диссертации были доложены на научно-практических конференциях: «Перспективы нефтегазоносности Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции», Тюмень, 2004 г.; «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМ АО», Ханты-Мансийск, 2004, 2007 г.г.; на IX Международной конференции и выставке «Геомодель-2007», Геленджик, 2007 г.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 10 работ, в том числе 3 статьи в журналах, рекомендованных ВАК. В соавторстве с другими исследователями написано 5 статей.

Объем и содержание работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения и списка литературы (126 наименований). Работа изложена на 209 страницах, включающих 99 рисунков и 16 таблиц.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первой главе «Теоретические основы создания геологических моделей с целью подсчета запасов» приведены общие представления о межфлюидных контактах, основы капиллярно-гравитационной концепции и стадийности процессов нефтегазообразования, перечислены основные положения анализа нефтегазоносных систем.

Во второй главе «Методологические приемы создания геологических

моделей» описаны теоретические основы создания двумерных и трёхмерных геологических моделей с целью подсчета запасов.

В третьей главе «Основные закономерности положения ВНК месторождений Нижневартовского района» приведены основные черты геологического строения Нижневартовского района, представлены геологические модели нефтяных залежей продуктивных пластов Пермяковского, Кошильского, Гун-Еганского, Никольского, Самотлорского месторождений.

В четвертой главе «Методические приемы моделирования насыщенности сложно построенных залежей при создании геологических моделей» приведен анализ существующих методов и разработанные автором методические приемы моделирования нефтеводонасыщенности пластов с учетом переходной зоны, определена формула для расчёта высоты переходной зоны на основе данных капилляриметрии и З-функции.

В пятой главе «Подсчет запасов нефти на основе 2Д и ЗД моделей» оценена погрешность подсчета запасов на основе различных способов объемного метода, оценена достоверность двумерных и трехмерных моделей.

Основные защищаемые положения

В работе представлены геологические модели основных объектов разработки нефтегазовых месторождений, связанные с продуктивным горизонтом 10В] (Пермяковское, Кошильское), продуктивными пластами БВ8-БВп мегионской свиты (Гун-Еганское, Никольское) и группы АВ (Самотлорское). Рассмотрены закономерности положения ВНК залежей, выявленные на основе анализа нефтегазоносной системы и стадийности процессов нефтегазообразования, которые позволили восстановить историю развития месторождений, установить причины сложного положения ВНК, обосновать его положение по площади залежей и существенно уточнить геологические модели.

В процессе анализа нефтегазоносной системы важно оценить временную последовательность геологических событий: образование углеводородов —> миграция —> формирование первичных залежей нефти —> стабилизация залежей —> деформация залежей в нефтеносной системе. Следует учитывать, что после формирования первичных залежей возможна их стабилизация вследствие

эпигенетических преобразований вмещающих пород. При этом происходившие в более позднее время неотектонические процессы уже не могли вызывать миграцию углеводородов в изменённом коллекторе и служили причиной деформации поверхностей ВНК.

Эпигенетические изменения продуктивных отложений связаны с повышением межфазных натяжений и с вторичными изменениями коллекторов, которые ухудшают структуру порового пространства. Межфазное натяжение в системе «вода - углеводород» является чувствительной функцией температуры и увеличивается при ее снижении. При снижении температуры с 95 до 27 °С на границе воды и нефти в грубом приближении межфазное натяжение возрастает на 25 % с 2,8.10"2 до 3,5.10"2 Н/м. По сведениям И.И. Нестерова, А.Р. Курчикова и др., нефтяные резервуары Западной Сибири с конца миоценового времени находились под охлаждающим действием криолитозоны, которое привело к снижению пластовых температур на 30-50 °С и соответственно к увеличению капиллярных давлений на ВНК.

Процессы эпигенетических преобразований способствовали «закупориванию» первичных залежей в измененном коллекторе, который в прежних геотермических условиях характеризовался удовлетворительной проницаемостью, и соответственно препятствовали перетокам пластовых флюидов при неотектонических подвижках. Гипотеза влияния неотектонических движений на гипсометрическое положение ВНК была выдвинута Ф.З. Хафизовым ещё в 1972 г., когда в результате построения карт альтитуд была замечена связь современного рельефа с поверхностью контакта залежи пласта АВ]1"2 Самотлорского месторождения.

При анализе нефтегазоносной системы необходимо учитывать, что скопления углеводородов находятся под совместным контролем структуры продуктивного пласта и капиллярных проявлений различного рода, которые формируются как вследствие первичной седиментационной дифференциации осадков, так и в результате многочисленных постседиментационных процессов. Геометризация залежей может быть выполнена лишь на основе комплексных исследований:

• палеотектонического анализа на основе палеоструктурных карт и графиков роста структур, позволяющего определить возраст залежей углеводородов;

• анализа литологического состава продуктивных отложений на основе материалов по описанию шлифов с целью выявления признаков эпигенетических преобразований пород;

• анализа современного положения межфлюидных контактов на основе графиков зависимостей уровня ВНК и кровли пласта по скважинам;

• анализа нефтеводонасыщенности на основе распределения коэффициентов нефтенасыщенности (Кн) с целью определения степени зрелости залежей.

Исследования А.Э. Конторовича, И.И. Нестерова, Ф.К. Салманова по истории формирования залежей нефти и газа подчеркивают, что в юрских отложениях широтного Приобья и в восточных районах Западной Сибири формирование первичных залежей нефти началось не ранее сеноманского века и протекало достаточно энергично в течение всего позднего мела. В отложениях неокома формирование залежей нефти и газа началось не ранее середины позднего мела и достигло максимума в конце палеогенового периода, этот процесс продолжается и в настоящее время.

Результаты палеотектонического анализа месторождений указывают на то, что юрские нефтяные залежи относительно молодые и зрелые начали формироваться 85 млн. лет назад и сформировались в неогене (25 млн. лет назад), а в меловых отложениях залежи нефти и газа еще моложе.

Согласно исследованиям И.М. Кос, среди эпигенетических преобразований пород юрского возраста широко развита регенерация кварцевых зерен, пелитизация, серицитизация, образование аутигенного каолинитового цемента, карбонатизация, пиритизация, преобразование биотита и других слюдистых минералов, снижающих проницаемость и изменяющих качество порового пространства коллекторов. Эпигенетические преобразования верхнеюрских (ЮВ1) и неокомских (пласты АВ и БВ) отложений отмечены на всех месторождениях. Результаты описания шлифов указывают на присутствие практически всех вышеперечисленных видов вторичных преобразований.

Анализ современного положения межфлюидных контактов проводился на основе графиков зависимостей между отметкой ВНК и кровлей пласта по скважинам. Перепады уровней ВНК в пределах одной залежи на разных месторождениях варьируют от 4-16 м, достигая 20-37 м. Установлена прямая зависимость по всем залежам горизонта ЮВ; и пластам группы БВ, отмечено повышение уровня ВНК в сводовых частях залежей и его погружение на периферийных участках, что объясняется ростом структур в результате неотектонических процессов (рис.1). Исключение составили две залежи Самотлорского месторождения: нефтегазовая (АВ112 - "АВ4.5) и нефтяная (ЮВ1) Самотлорского купола. Здесь проявилась обратная зависимость, связанная с тектонической инверсией района Самотлорского купола после формирования первичных залежей углеводородов (рис. 2).

Кровля пласта, а о , м

235 5 237 0 2385 2400

Пермяковское месторождение, пласт ЮВ,2

Кровля пласта, а о , м

234 0 236 0 2 38 0 2400

Кошильское месторождение, пластЮВ!2

Кровля пласта, а о, м

2290 2295 2300 2305 2310

Гун-Еганское месторождение, пласт БВ101"2

Кровля пласта, а о , м

2420 2430 2440 2450

у =0,8635х +353,9 И? =0,9011

Самсгглорское месторождение, пласт ЮВ,, Восточно-Вагинская залежь

Рис. 1. Графики зависимостей гипсометрического положения ВНК от кровли пластов по субвертикальным скважинам

Рис. 2. Графики зависимостей гипсометрического положения ВНК от кровли пластов по скважинам Самотлорского месторождения

В результате исследований на основе стадийности процессов нефтегазообразования сделаны следующие выводы:

1. Все залежи продуктивного горизонта ЮВ) молодые, вероятно, основные черты их строения сформировались благодаря неотектоническим процессам в постсеноманское - палеогеновое время. Характер распределения нефтенасыщенности свидетельствует о средней или даже высокой степени их зрелости. В пределах залежей можно выделить зоны предельного насыщения (нефтенасыщенность достигает 92 %) и переходные зоны, что характерно для

зрелых залежей. Преобладающим фактором в процессе формирования сложного положения ВНК послужили неотектонические преобразования. Подчиненную роль играли капиллярные явления, связанные с первичной неоднородностью литологического состава продуктивных пластов.

2. Все залежи пластов группы БВ ещё моложе и сформировались не раньше олигоценового времени. Характер распределения нефтенасыщенности позволяет говорить о незрелом состоянии залежей, на что указывают невысокая нефтенасыщенность (менее 65 %) и быстрое обводнение продукции в процессе разработки. Зоны предельного насыщения отсутствуют, но при этом выделяются обширные переходные зоны. Все залежи практически представляют собой зону, недонасыщенную углеводородами. Вероятно, процесс формирования залежей ещё продолжается, что характерно для незрелых скоплений углеводородов.

В процессе формирования сложного положения ВНК большую роль сыграли два фактора: первичная седиментационная неоднородность пластов, проявляющаяся в различии капиллярных давлений, и неотектонические процессы. Причем для пластов БВ93 и БВю'"2 Гун-Еганского месторождения, которые характеризуются однородностью фильтрационно-ёмкостных свойств, главную роль играли неотектонические процессы, а для пластов БВ9'"2 и БВц, которые характеризуются большей фациальной изменчивостью и высокой расчлененностью (пористость 17-25 %, расчлененность 1-14 ед.), главная роль отведена влиянию капиллярных давлений. Только за счет разности капиллярных давлений в коллекторах с подобными характеристиками перепады уровней ВНК могут изменяться от 4 до 6 м. Для пласта БВ8, который характеризуется высокими ёмкостными свойствами (пористость достигает 29 %, в среднем составляя 25 %), деформации поверхности ВНК не произошло.

3. Стабилизирующая роль для всех залежей принадлежала процессам эпигенетических преобразований коллекторов.

4. Основными причинами сложного положения ВНК являются:

• степень первичной неоднородности коллектора и его расчлененность, которые проявляются на стадии формирования первичных залежей нефти;

• особенности тектонического развития региона;

• эпигенетические преобразования коллекторов, которые способствуют стабилизации залежей и ограничивают дальнейшую миграцию углеводородов;

• неотектонические процессы, которые проявляются в деформации поверхности водонефтяного контакта после стабилизации залежей нефти.

Таким образом, в процессе уточнения геологических моделей определен возраст формирования залежей и степень их зрелости, установлены закономерности положения ВНК. Для расчёта прогнозных поверхностей ВНК следует использовать уравнение регрессии между уровнем ВНК и кровлей пласта по скважинам. Закономерности ВНК использованы при геометризации для создания структурной основы залежей и расчёта нефтенасыщенности.

2. Математическое моделирование нефтеводонасыщенности пластов при создании трехмерных (ЗД) моделей следует проводить на основе моделей переходных зон и Л-функции, которое реализовано на Гун-Еганском, Никольском и Самотлорском месторождениях.

Модель нефтеводонасыщенности на основе модели переходной зоны создается по фактическим скважинным данным с учетом особенностей геологического строения месторождения. Модель переходной зоны является результатом анализа ВНК по площади, это физическая закономерность изменения Кн по высоте залежи от уровня зеркала чистой воды в зависимости от свойств коллекторов (пористости, проницаемости). Моделирование переходной зоны - сложная задача, оно осуществляется только при создании трехмерных геологических моделей нефтеводосыщенности.

Моделирование насыщенности на основе модели переходной зоны было осуществлено на Гун-Еганском (БВ9'"2, БВ93, БВю1"2, БВП), Никольском (БВю1, БВю2) и Самотлорском (АВ/^-АВ^) месторождениях. На Гун-Еганском и Никольском месторождениях обоснование критических значений насыщения (Кнкр) на уровне ВНК было затруднено ввиду отсутствия капиллярных кривых. Для определения Кнкр было построено сопоставление водонасыщенности, пористости и положения над зеркалом чистой воды для пластов, в которых при испытании получены притоки чистой нефти и воды (рис. 3).

Положение зеркала чистой воды определялось исходя из модели переходной зоны для прослоев толщиной больше 2 м, с достоверными определениями по ГИС величин удельного электрического сопротивления и пористости (Кп). Математически данные модели выражаются формулой

Кв=1 - ((Кво+(1 - Кво) ехр(-0,12 • сШ)) , (1)

где Кв, - коэффициент водонасыщенности; сШ - расстояние от зеркала чистой воды, м; Кво - коэффициент остаточной водонасыщенности.

Модели переходной зоны пластов БВ9'"2, БВ93, БВю'"2 , БВп (Гун-Еганское) отличаются только положением зеркала чистой воды, которое принято соответственно 2268, 2285, 2324 и 2353 м. Для пластов БВю' и БВю2 (Никольское) этот уровень соответствует 2359 и 2380 м. Согласно моделям

переходных зон, положение контакта меняется в зависимости от пористости пласта, при этом отметка зеркала чистой воды остается неизменной. Нефтенасыщение на ВНК изменяется от 30 % при граничной пористости 16 %, до 48 % при максимальной пористости 26 %. Среднее значение 36-38 % соответствует данным, установленным по кривым фазовой проницаемости для аналогичных отложений Западной Сибири.

Рис. 3.

Номограмма для определения критической водонасыщенности на ВНК и его положения относительно зеркала чистой воды (Гун-Еганское месторождение)

Кв! знк к. ; V -0 в«< !M M

i 388. Р 3&3 > ¡5«-„ N * » □ I • 1 -1 •v . h=

ВНК _ £ * - h=l ■ -h= !.h= l-h= ' -h= )M iM 0M 2M 5M Юм

• нефть □ вода K.;=f( К»)

15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 П ористостъ (Кп), %

Для расчёта трёхмерных моделей нефтенасыщенности Гун-Еганского и Никольского месторождений в программном комплексе PETREL предварительно создавался вспомогательный куб абсолютных значений геологического пространства. Для каждой группы коллекторов пласта на основе Lds-файлов находилась зависимость KH=f(Kn, абсолютная отметка) путем построения графиков от уровня зеркала чистой воды для каждого интервала пористости с шагом в 2 %. Моделирование выполнялось на основе скважинных данных и полученных зависимостей для конкретного класса пористости коллектора, которые применялись в качестве тренда.

Моделирование насыщения пластов ЛВ| '"2-ЛВ4_5 Самотлорского месторождения выполнено с использованием данных капилляриметрии. Рассчитано два варианта модели насыщенности: в первом использована модель переходной зоны, разработанная в Центральной геофизической экспедиции (ЦГЭ, г. Москва), во втором - на основе J-функции, рассчитанной в Тюменском нефтяном научном центре под руководством автора.

Модель переходной зоны для единой гидродинамической залежи пластов ABi'"2 -АВ4.5 построена по вертикальным скважинам для коллекторов с толщиной более 5 м. Уровень зеркала чистой воды принят условно на 20 м ниже ВНК, что соответствует - 1700 м. Зона стабильного нефтегазонасыщения расположена выше зеркала чистой воды на 25-35 м для коллекторов с различными относительными значениями метода собственной поляризации (Апс), где коэффициент нефтегазонасыщения (Кнг) постоянен для конкретного интервала (Апс), (рис. 4). В переходной зоне наблюдается резкое уменьшение Кнг по мере приближения к ВНК и зеркалу чистой воды. Колебания уровня ВНК только за счет изменения свойств пород составляют не менее 15 м, величина Кнг на уровне ВНК меняется от 35 до 60 %.

Рис.4. Модель переходной зоны пластов АВ,1"2 - АВ4-5 Самотлорского месторождения

Математически модель выражается формулой

Кв = (-5,2405- Кп+1,7125)+(1 - (-5,2405- Кп+1,7125)) •

(2)

ехр(-53,08-^-42739 Кп2 +11,478-Кп-0,9586)-(-1700-Н) '

где Кв, Кп - коэффициенты водонасыщенности и пористости, доли ед.; Н -абсолютная высота ячейки, для которой производится расчет Кв, м; (-1700) - уровень зеркала чистой воды, м

Расчет насыщенности с использованием 3-функции выполнен на основе данных капилляриметрии. Используя I-функцию, можно преобразовать ряд кривых капиллярного давления (Рк) по данному коллектору в кривую отношения водонасыщенности к 3-функции по формуле

3,183-Рк^-Ук/Ф

усозе ' (3)

где 3 - функция Леверетта от водонасыщенности (безразмерна); Ркпл - давление капиллярное в пластовых условиях, атм.; К - проницаемость, мД, Ф - пористость, доли ед.; у - поверхностное натяжение «нефть - пластовая вода», дин/см; 0 - угол смачиваемости, град.

На основе данных капилляриметрии были получены обобщенные зависимости 3-функции для пластов АВ,1"2, АВ,3, АВ23, АВ4-5. Полученная зависимость .1= ДКв) (рис. 5) имеет общий вид:

I = а • Кв_б.

где а, б - коэффициенты.

Для пласта АВ)1-2 выделено две самостоятельных зависимости для группы слабоглинистых коллекторов (Асп>0,6) и глинистых коллекторов (Асп<0,6), для пластов АВ]3, АВ2\ АВ4.5 также получено по две зависимости для различных групп коллекторов: с коэффициентом пористости до 0,26 и более 0,26 (табл. 1).

Рис. 5. График зависимости .1—функции от водонасыщенности по результатам капилляриметрии для пласта АВ4.5

Из уравнения кривой 3-функции получено отношение между водонасыщенностью, проницаемостью и пористостью для любой данной (Ь) выше зеркала свободной воды:

Kb =

ЗД83-(р„ -pJ-h-л/к/Ф у-cos 9-10a

id/-б)

(4),

где Кв - значения водонасыщенности, доли ед.; К - проницаемость, мД; Ф -пористость, доли ед.; у - поверхностное натяжение «нефть - пластовая вода», дин/см; Э - угол смачиваемости, град; Ь = -1700 - Н (-1700 м - условный уровень зеркала чистой воды, м; Н - абсолютная высота ячейки, м); р„, р„ - плотность воды и нефти соответственно при пластовых условиях, г/см3; а и б - коэффициенты.

Таблица 1

Сводные данные для расчёта водонасыщенности (Кв)

Пласт Количество образцов Коэффициент а Коэффициент б Коэффициент корреляции Плотность нефти, г/см3

АВ,1-2 30 0,0023 (Асп<0,6) 0,0022 (Асп>0,6) -6,7014 -3,8381 0,8522 0,9005 0,846

АВ,3 22 0,0025 (Кп<0,26) 0,0027 (Кп>0,26) -4,5163 -3.0408 0,8871 0,9382 0,844

АВ2-з 40 0,0027 (Кп<0,26) 0,002 (Кп>0,26) -3,8378 -3,0789 0,9476 0,9316 0,843

АВ4.5 35 0,0102 (Кп<0,26) 0,0067 (Кп>0,26) -3,8503 -3,0111 0,8281 0,8722 0,849

С целью оценки расчётов результаты по J-функции и модели переходной зоны были сопоставлены с данными скважин №538 и 40Ц, рассчитанными по петрофизическим зависимостям. Отмечено, что нефтенасыщенность (Кн), рассчитанная через 3-функцию, имеет лучшую сходимость с расчетными значениями в скважинах. Максимальные отклонения Кн, рассчитанные по J-функции, не превысили +4 %, а по модели переходной зоны отмечено занижение расчетных данных по всему интервалу, достигающее -17 %.

Трёхмерная модель насыщения пластов Самотлорского месторождения создавалась в программном комплексе Irap RMS в 4 этапа:

1. Расчет куба индекса насыщения в виде трёх зон: газ, нефть и вода.

2. Расчет вспомогательного куба абсолютных значений модели.

3. Расчет предварительного куба насыщенности в калькуляторе для трёхмерных свойств в целом от зеркала чистой воды на основе полученных зависимостей без учета данных скважин. В качестве параметров пористости и высоты использовался куб пористости и куб абсолютных отметок модели.

4. Уточнение предварительного куба насыщенности с привлечением данных по скважинам только в зонах, соответствующих нефти и газу.

Таким образом, моделирование нефтенасыщенности на основе моделей переходных зон и 3-функции позволило рассчитать насыщенность в тех интервалах, где определение Кн затруднено по ряду причин (толщина пропластков менее 2 м, брак ГИС и др.), а также на участках залежей, не охарактеризованных бурением. Анализ моделей переходных зон подчеркнул, что положение ВНК меняется в зависимости от пористости пласта, при этом отметка зеркала чистой воды остается неизменной. При наличии данных капилляриметрии расчет насыщенности следует выполнять на основе Л-функции.

3. На основе данных капилляриметрии и Л-функцин определена формула для расчёта высоты переходных зон и оценена переходная зона пластов группы «АВ» Самотлорского месторождения.

На основе данных капилляриметрии, согласно выражению (4) была рассчитана высота переходных зон или столба подъема воды над уровнем нулевого капиллярного давления в зависимости от значений водонасыщенности (Кв) для пластов группы АВ Самотлорского месторождения по формуле

Ьп._(а-Кв^)-(усо8е-10)

3,183 ■(рв-рн)-л/к7ф '

где Ьпз - высота переходной зоны, м; Кв - значения водонасыщенности, доли ед; К -проницаемость, мД; Ф - пористость, доли ед.; у - поверхностное натяжение «нефть -пластовая вода», дин/см; 0 - угол смачиваемости, град; а и б - коэффициенты обобщенных зависимостей Л-фумкиии для пластов АВ

Результаты расчётов показали, что для пластов АВ,'"2, АВ,3, АВ2.3 существуют по две зависимости для разных классов пористости, а для пласта АВ4.5 - единая зависимость для всех коллекторов (рис. 6). Наибольшая величина переходной зоны достигает 30-35 м в пласте АВ,1"2 по коллекторам с пористостью менее 25 %, а по коллекторам с улучшенными ёмкостными свойствами (Кп > 0,25) высота сокращается до 10-16 метров. Для пласта АВ)3 также отмечаются существенные различия в высоте переходной зоны: в коллекторах с хорошими емкостными свойствами (Кп > 0,26) высота не превышает 3 метров, а в глинистых коллекторах (Кп < 0,26) она достигает 9-12 метров.

Сходство строения переходных зон по верхним пластам объясняется их генетическим родством, для них характерна резкая фациальная изменчивость по латерали и в разрезе, развитие зон глинизации. В нижних пластах, которые

характеризуются большей однородностью ёмкостных свойств, высота переходных зон в меньшей степени зависит от качества коллектора. В пластах АВ2_з и АВ4_5 высота переходной зоны не превышает 6-8 м. Анализ графиков позволяет рекомендовать создание двух самостоятельных моделей переходных зон по верхним (АВ/"2, АВ)3) и нижним (АВ2.3, АВ4.5) пластам.

4. Наибольшая точность подсчета запасов достигается на основе карт линейных запасов, что подтверждает оценка погрешностей существующих способов подсчёта начальных геологических запасов на основе двумерных (2Д) моделей. На основе трёхмерных моделей следует оценивать запасы нефти в переходных зонах, которые подсчитаны на Гун-Еганском, Никольском и Самотлорском месторождениях.

о Кп <0 25 ♦ Кп >0 25

у = ОШбх-'^0'

И- = 0 9075 »

♦ %

о ^

02 04 06 08 Кв,д.ед.

у = 0 06 7ВГ3 ♦ Кп >□ 2Б

о Кг <0 26

= 0 0481 х"415,1

\ ^ = 0 9963

б Х^*^ Г^" .. * ♦ он

0 4 О

КВ, д ед

,у = ооззе«--^" * Кп >0 26

Т ^ = 0 9722 с Кп <0 26

/ Ч *1 ч

^ ^ у = 0 1338Х"ЗЯ178

Ж ^ Р" = 0 9У93

¿"V» аа—»

02 04 0£ 08

Кв.д.ед

20 16

2 12 X

8 4 0

у = О 0736Х"2

Лл-

[?■= О 9062

0 4, 06

Кв,д —

ед

Рис. 6. Графики зависимостей высоты переходной зоны от водонасыщенности для пластов АВ11"2 (а), АВ13 (б), АВ2-3 (в), АВ4-5 (г) Самотлорского месторождения

Подсчет запасов по двумерным моделям в зависимости от исходных материалов можно производить объемным методом тремя способами:

1. По формуле путем использования средневзвешенных параметров, определенных по результатам ГИС по скважинам и зонам залежи:

С)н = Р-Ь-Кп-Кн-с-В ,

(6)

где С?н - геологические запасы нефти, тыс. т; I-' - площадь нефтеносности, тыс. м2; И -средняя нефтенасыщенная толщина, м; Кн, Кп - коэффициенты нефтенасыщенности и пористости, доли ед; р - плотность сепарированной нефти, г/см3; В- пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти при переводе ее из пластовых условий в поверхностные, доли ед.

2. По формуле путем расчёта средневзвешенных параметров по объему:

С>н = Ун • Кп • Кн • с • В,

где Ун- объем нефтенасыщенных пород, тыс. м3.

3. По картам линейных запасов каждого подсчетного объекта:

(}н=Е Улзь

где Улз, - объем линейных запасов элементарной ячейки, тыс. т

Подсчет запасов нефти Гун-Еганского, Никольского, Пермяковского и Кошильского месторождений был проведен вторым и третьим способами. В качестве экспертного был выбран участок запасов категории «В» пласта БВ91"2 Гун-Еганского месторождения (рис. 7).

Рис. 7. Карта линейных запасов в полигоне кат. В (слева) и экспертный участок пласта БВд1"2 Гун-Еганского месторождения (справа)

В результате величина запасов, рассчитанная третьим способом, получилась больше на 3 %. Погрешность сформировалась за счет удаления из расчета неполных ячеек, которые располагаются вдоль контура полигона, что подчеркивается различием в площадях второго и третьего способов соответственно 471,9 и 470,.2 тыс. м2. По второму способу площадь

определяется стандартными алгоритмами и всегда имеет большее значение, что приводит к занижению средних расчетных параметров (Кп, Кн) и соответственно величины запасов. Третий способ позволяет точнее производить подсчет запасов, поскольку алгоритм расчёта включает определение объемов линейных запасов каждой элементарной ячейки и определение площади (вобщ) по формуле

Бобщ = )

где (8, =Ьх-Ъу), 8, - площадь элементарной ячейки (тыс. м2); Ьх, Ьу - шаг по осям X, У (м).

Таким образом, запасы, определённые на основе карт линейных запасов, по всем пластам оказались на 2-7 % больше, чем при использовании средневзвешенных параметров. Второй способ влечет за собой погрешности, величина которых увеличивается при укрупнении сетки грида и усложнении конфигурации контуров подсчета запасов. Для снижения погрешностей следует подсчет производить на основе карт линейных запасов.

На основе трёхмерных моделей подсчитаны запасы нефти в переходных зонах от уровня зеркала чистой воды до поверхности ВНК для участков насыщенности, удовлетворяющих условию: Кн > Кн остаточный (Кно). По результатам подсчёта в переходных зонах содержится от 5 до 11 % от общей величины запасов по различным пластам. Подсчет запасов произведен объемным методом по формуле

0н=с-В-1УгКп-Кн , (7)

где (}н - геологические запасы нефти, тыс. т, XV, - суммарный объем элементарных ячеек (V,) нефтенасыщенных пород, тыс. м3; Кп, Кн - коэффициенты пористости и нефтенасыщенности, доли ед.; р - плотность нефти, г/см3; В - пересчетный коэффициент, доли ед..

Достоверность созданных моделей оценена на основе сопоставления запасов по результатам двумерного и трёхмерного моделирования. Существует расхождение, не превышающее +4 %. Наибольшие расхождения отмечены для Кн (от -3,2 до +6,6 %), что еще раз подчеркивает существование неоднозначности в вопросах моделирования насыщенности.

Расхождение подсчётных параметров и в целом начальных геологических запасов объясняется влиянием целого ряда неопределенностей, связанных с положением межфлюидных контактов и моделированием насыщенности. Варьируя такими параметрами, как пористость и нефтенасыщенность в

комплексе с положением уровня ВНК и применяемыми способами расчёта, можно получать различные вариации двумерных и трёхмерных моделей и, соответственно, суммы начальных геологических запасов.

Основные выводы и рекомендации

В диссертации получено решение научно-практической задачи -геометризации нефтяных залежей и моделирования нефтеводонасыщенности пластов с целью более точного подсчёта запасов, имеющей существенное значение для нефтегазодобывающих предприятий. Основные научно-практические результаты сводятся к следующему:

1. Выявлены закономерности положений ВНК на месторождениях Нижневартовского района, на основе которых выполнена геометризация залежей и создана структурная основа геологических моделей. Рассчитаны прогнозные поверхности ВНК через уравнение регрессии между уровнем ВНК и кровлей пласта.

2. Математическое моделирование нефтеводонасыщенности пластов при создании трехмерных моделей следует проводить на основе моделей переходных зон и Л-функции. Анализ моделей переходных зон свидетельствует о том, что положение ВНК меняется в зависимости от пористости пласта, при этом отметка зеркала чистой воды остается неизменной. При наличии данных капилляриметрии расчет нефтенасыщенности следует выполнять на основе Л-функции.

3. На основе данных капилляриметрии и Л-функции определена формула для расчёта высоты переходных зон и оценена ПЗ пластов группы «АВ» Самотлорского месторождения. Результаты расчётов констатируют, что высота переходных зон зависит от ёмкостных свойств коллектора: в пластах с хорошими ёмкостными свойствами (АВг-з, АВ«) высота переходных зон не превышает 3-8 м, а в пластах с низкими ёмкостными свойствами величина переходной зоны достигает 30-35 м (пласт АВ!1"2).

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах

Статьи, опубликованные в ведущих рецензируемых научных журналах, определенных Высшей аттестационной комиссией:

1. Грищенко, М.А. Современные подходы моделирования насыщенности при создании геологических моделей // Известия вузов. Нефть и газ. - Тюмень: ТГНГУ, 2008. - №3. - С. 4-10.

2. Грищенко, М.А. Закономерности положения водонефтяных контактов продуктивных пластов Самотлорского месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2008. - №6. - С. 35-41.

3. Грищенко, М.А. Современные подходы к моделированию нефтенасыщенности сложнопостроенных залежей с целью создания гидродинамических моделей // Геология нефти и газа. - 2008. - №5. - С. 1-7.

Статьи, опубликованные в других журналах и научных сборниках:

4. Грищенко, М.А. Особенности положения водонефтяного контакта и моделирование нефтенасыщенности при построении геологических моделей Гун-Еганского и Никольского месторождений // Интервал. - Самара,. 2007. - № 1. - С. 26-32.

5. Грищенко, М.А. Трансформация геологической модели Пермяковского месторождения в процессе освоения запасов / К.В. Светлов, М.А. Грищенко // Вестник недропользователя. - Ханты-Мансийск, 2006. - №17. - С. 30-34.

6. Грищенко, М.А. Некоторые методические приемы построения литологической модели неоднородных пластов на примере Пермяковского месторождения / К.В. Светлов, М.А. Грищенко // Вестник недропользователя. -Ханты-Мансийск, 2006. - №18. - С. 25-32.

7. Грищенко, М.А. Особенности построения трёхмерной геологической модели Гун-Еганского месторождения // Интервал. - Самара, 2007. - № 1. - С. 22-25.

Статьи, опубликованные в материалах конференций:

8. Грищенко, М.А. Особенности обоснования положения ВНК в процессе геологического моделирования месторождений Александровского мегавала / К.В. Светлов, М.А. Грищенко // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО: Мат-лы региональной VII науч-практ. конф., г. Ханты-Мансийск, 2003. - Ханты-Мансийск: Изд. дом «ИздатНаукаСервис», 2004. -Том II. - С. 164-170.

9. Грищенко, М.А. Особенности положения водонефтяного контакта и

моделирование нефтенасыщенности при построении геологических моделей Гун-Еганского и Никольского месторождений // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО: Мат-лы региональной X науч-практ. конф.,. г. Ханты-Мансийск, 2006. - Ханты-Мансийск: Изд. дом «ИздатНаукаСервис», 2007. - Том I. - С. 354-364.

10. Грищенко, М.А. Новые представления о строении нефтяных месторождений Александровского мегавала, сложившиеся в процессе освоения запасов / Ю.А. Стовбун, К.В. Светлов, М.А. Грищенко, A.B. Терентьев // Перспективы нефтегазоносности Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции: Мат-лы областной науч-практ. конф., посвященной 60-летию образования Тюменской области, г. Тюмень, 22.09. 2004. - Тюмень: Изд-во «Наук Сервис», 2004. - С. 40-43.

Подписано в печать 06 11 2008 г Формат 60x84 1/16 Бумага офсетная Печ л 1,0. Тираж 100 Заказ №

Отпечатано в лаборатории множительной техники издательства УГГУ

620144, г Екатеринбург, ул Куйбышева, 30 Уральский государственный горный университет

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Грищенко, Марина Афанасьевна

Введение.

1. Теоретические основы создания геологических моделей с целью подсчёта запасов.

1.1. Обоснование ВНК как основа структурной модели и модели. насыщенности залежи.

1.1.1. Общие представления о межфлюидных контактах.

1.1.2. Причины неровного положения ВНК.

1.1.3. Обзор и анализ существующих методик определения и. обоснования ВНК.

1.2. Основы капиллярно-гравитационной концепции.

1.2.1. Основные принципы капиллярных явлений.

1.2.2. Понятие и строение переходной зоны.

1.2.3. Применение принципов капиллярно-гравитационной концепции при анализе строения нефтяных залежей.

1.3. Основы моделирования насыщенности залежей.

1.3.1. Современные представления о строении насыщенности залежей.

1.3.2. Методические приемы моделирования насыщенности залежей с учетом переходной зоны.

1.4. Основы теории стадийности процессов нефтегазообразования и анализа нефтегазоносных систем.

2. Методические приемы создания геологических моделей.

2.1. Создание двумерных геологических моделей с целью подсчета запасов.

2.1.1. Создание структурной модели.

2.1.2. Построение карт эффективных нефтенасыщенных толщин.

2.1.3. Построение карт петрофизических параметров.

2.1.4. Подсчет запасов.

2.2. Создание трёхмерных геологических моделей с целью подсчета запасов и гидродинамического моделирования.

2.2.1. Создание структурной модели месторождения.

2.2.2. Построение фациальной модели.

2.2.3. Построение модели ёмкостных и фильтрационных свойств.

2.2.4. Построение модели насыщенности.

2.2.5.Подсчет запасов углеводородов.

3. Основные закономерности положения ВНК месторождений Нижневартовского района.

3.1. Основные черты геологического строения Нижневартовского района.

3.1.1. Географо-экономическая характеристика района.

3.1.2. Литолого-стратиграфическая характеристика района.

3.1.2. Тектоника.

3.1.3. Нефтегазоносность.

3.2. Геологические модели нефтяных залежей продуктивных пластов Пермяковского, Кошильского, Гун-Еганского, Никольского и Самотлорского месторождений.

3.2.1. Геологическая модель нефтяной залежи пласта ЮВ12 Пермяковского месторождения.

3.2.2. Геологическая модель нефтяной залежи пласта ЮВ12 Кошильского месторождения.

3.2.3 Геологическая модель нефтяных залежей пластов БВ8, БВ9 " , БВю " и БВц Гун-Еганского месторождения.

3.2.4. Геологическая модель нефтяных залежей пластов БВю' и БВ102 Никольского месторождения.

3.2.5. Геологическая модель нефтяных залежей пластов ЮВЬ

ABi " —АВ45 Самотлорского месторождения.

3.3. Основные закономерности и особенности положения ВНК залежей представленных моделей.

4. Методические приемы моделирования насыщенности при создании геологических моделей.

4.1 .Методические приёмы и недостатки моделирования насыщенности прошлых лет.

4.1.1. Модель насыщенности пласта ЮВ[ Пермяковского месторождения.

4.1.2. Модель насыщенности пласта IOBj2 Кошильского месторождения.

4.2. Современные приёмы моделирования насыщенности с учетом переходной зоны.

4.2.1. Модель насыщенности пластов БВ9'~2, БВ93, БВю'"2, БВц Гун-Еганского месторождения.

4.2.2. Модель насыщенности пластов БВю и БВю Никольского месторождения

4.2.3. Модель насыщенности пластов ABj1"2-АВ4.5 и ïOBi Самотлорского месторождения.

5. Подсчет запасов нефти на основе 2Д и ЗД моделей.

5.1. Подсчет запасов нефти на основе 2Д моделей.

5.2. Подсчет запасов нефти на основе ЗД моделей.

5.3. Сопоставление запасов, рассчитанных по 2Д и ЗД моделям.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Геометризация нефтяных залежей и математическое моделирование нефтеводонасыщенности на основе стадийности процессов нефтегазообразования"

Актуальность темы

В последние годы геологам и разработчикам все чаще приходиться исследовать сложнопостроенные залежи нефти и газа, связанные с породами, которые характеризуются неоднородными коллекторскими свойствами.

По свидетельству Ф.З. Хафизова [81] в Западной Сибири за счет неверного определения контура залежи возникает до 47 % ошибок при подсчете запасов углеводородов. Часто несоответствие контура нефтегазоносности структуре пласта наблюдается у залежей, приуроченных к антиклинальным структурам, которые испытали активные неотектонические преобразования. Вероятно, для повышения точности разведки и подсчета запасов сложно построеннных залежей нефти и газа необходимо привлечение и рассмотрение данных о дополнительных факторах, участвующих в процессах нефтегазонакопления, которые в настоящее время практически не учитываются.

Очевидно, что в основе решения этих задач лежит геологическая модель, геологические запасы углеводородов и особенности их размещения в природных резервуарах. Геологические модели могут быть использованы также для определения остаточных запасов, что позволяет уточнить систему разработки залежей, наиболее оптимально произвести расстановку добывающих и нагнетательных скважин, учесть и снизить негативное влияние неоднородностей пласта на нефтеотдачу.

Создание постоянно-действующих геолого-технологических моделей месторождений - это новая важная и актуальная задача, которая экономит время и деньги на бурении пустых и нерентабельных скважин, а также требует разработки новых методических приемов компьютерного моделирования месторождений. Активное внедрение компьютерных технологий в последние годы обусловило появление новых задач, связанных с проблемой подсчета геологических запасов на основе двумерного и трёхмерного геологического моделирования.

В связи с активным развитием трехмерного геологического моделирования нефтегазовых месторождений происходит постоянный пересмотр с современных позиций практического решения проблемы определения водонефтяного контакта

ВНК), обоснования его по площади залежи и моделирования нефтеводонасыщенности с учетом переходной зоны, которая теоретически геологами и гидродинамиками давно решена. Объяснить причины сложного положения ВНК невозможно без анализа нефтегазоносной системы в целом и восстановления истории развития месторождения на основе стадийности процессов нефтегазообразования. До сих пор существуют неоднозначности в толковании таких понятий как положение ВНК, уровень зеркала чистой воды (ЗЧВ) и модель строения насыщенности залежи. Поэтому изучение положения ВНК и выявление его закономерностей в процессе создания геологических моделей сложно построенных залежей, а также моделирование нефтеводонасыщенности с учетом переходной зоны, оказывающих существенное влияние на подсчет запасов, является актуальным.

Вопросам геологического моделирования сложно построенных залежей УВ посвящены исследования Ф.З. Хафизова, Т.Ф. Дьяконовой, С.И. Билибина, A.M. Дубиной, Т.Г. Исаковой, Е.А. Юкановой, И.С. Закирова, Ю.А. Тренина и многих других [3, 4, 5, 9, 17, 20, 21, 33, 34, 62, 64, 74]. Этими работами заложен фундамент существующих представлений о трёхмерном геологическом моделировании, разработаны методические приемы моделирования залежей УВ. Однако многие теоретические и практические вопросы этого научного направления разработаны недостаточно полно.

Изучением вопросов обоснования ВНК и моделирования насыщенности в разные годы занимались Д.В. Дженнингс, С.Д. Пирсон, Ф.А. Гришин, Ф.З. Хафизов, В.И. Шпильман, В.Г. Каналин, Ю.А. Тренин, В.И. Петерсилье и многие другие исследователи [12, 14, 16, 32, 38, 42, 45, 55, 71, 76, 84, 74]. Несмотря на то, что теоретически эти вопросы давно решены, с практической точки зрения они остаются дискуссионными и в настоящее время.

Основные задачи исследований:

1. Обобщение, анализ и уточнение методических приемов обоснования ВНК при создании геологических моделей.

2. Выявление закономерностей положения ВНК на месторождениях ЗС на основе стадийности процессов нефтегазообразования.

3. Создание хмоделей переходных зон Гун-Еганского, Никольского и Самотлорского месторождений.

4. Разработка методических приемов моделирования насыщенности с учетом переходных зон при создании трехмерных (ЗД) геологических моделей.

5. Оценка высоты переходных зон в процессе моделирования насыщенности.

6. Оценка погрешностей существующих способов подсчёта начальных геологических запасов на основе двумерных (2Д) моделей.

Идея работы заключается в использовании стадийности процессов нефтегазообразования при геометризации нефтяных залежей и математического моделирования нефтеводонасыщенности пластов для более точного подсчёта запасов.

Фактический материал и методы исследований

Диссертация является результатом многолетних исследований, проводимых автором в производственных и научно-исследовательских организациях г. Тюмени (ОАО «Тюменнефтегеофизика», ОАО «СибНАЦ», ООО «Пурнефтегеофизика») и завершенных в ООО «Тюменский нефтяной научный центр».

Диссертация основана на обширном геолого-геофизическом материале, включающем результаты испытаний и гидродинамических исследований скважин, литологическое описание керна, описание шлифов, гранулометрический и минералогический анализы, результаты изучения коллекторских свойств керна, результаты анализов флюидов, материалы сейсморазведочных работ. Собрана геолого-геофизическая информация по Пермяковскому (270 скважин), Гун-Еганскому (300 скв.), Никольскому (50 скв.) месторождениям, а также использованы материалы ООО «ТННЦ» по Кошильскому (360 скв.) и Самотлорскому месторождениям (18000 скв.).

Защищаемые научные положения:

1. Геометризация нефтяных залежей на основе закономерностей положения

ВНК существенно уточнила контуры залежей продуктивных пластов Пермяковского, Гун-Еганского, Никольского, Самотлорского (пласты группы «АВ») месторождений.

2. Математическое моделирование нефтеводонасыщенности пластов при создании трехмерных моделей следует проводить на основе моделей переходных зон и J-функции, которое реализовано на Гун-Еганском, Никольском и Самотлорском месторождениях.

3. На основе данных капилляриметрии и J-функции определена формула для расчёта высоты переходных зон и оценена ПЗ пластов группы «АВ» Самотлорского месторождения.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций подтверждается широким комплексом научных исследований, выполненных в результате многолетних работ по компьютерному моделированию нефтяных месторождений; отчетливой сходимостью теоретических предпосылок с фактическими материалами, характеризующими геологическое строение нефтяных

1 2 залежей Пермяковского, Гун-Еганского, Никольского и Самотлорского (АВ] " , АВ]3, АВ23, АВ4.5) месторождений; положительными результатами внедрения разработанных рекомендаций на производственных предприятиях ЗС: ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие», ОАО «ТНК-Нижневартовск», ОАО «Самотлорнефтегаз».

Научная новизна работы:

2. Существенно уточнены 2Д и впервые созданы ЗД геологические модели нефтяных залежей Пермяковского, Гун-Еганского, Никольского и л «5 л

Самотлорского (АВ] " , АВ] , АВ2 , АВ4.5) месторождений, послужившие основой для технико-экономического обоснования (ТЭО) коэффициента извлечения нефти (КИН) и планирования разработки залежей.

3. Разработаны методические приемы построения ЗД моделей насыщенности на основе моделей ПЗ и 3-функции.

4. Впервые на основе моделей ПЗ созданы ЗД модели насыщенности продуктивных пластов Никольского, Самотлорского (АВ]1"2 - АВ4.5) и Гун-Еганского месторождений. Для пластов Самотлорского месторождения дополнительно рассчитан вариант на основе З-функции, определена высота ПЗ для каждого из пластов.

5. Оценена погрешность расчёта начальных геологических запасов на основе 2Д моделей Пермяковского, Гун-Еганского, Никольского и Кошильского месторождений, выполненных различными способами: путем расчёта средневзвешенных параметров и на основе карт линейных запасов.

Практическая значимость работы заключается в разработке 2Д и ЗД геологических моделей нефтяных и газонефтяных залежей продуктивных пластов Пермяковского, Гун-Еганского, Самотлорского и Никольского месторождений, которые использовались для подсчета запасов нефти и растворенного газа, а также ТЭО КИН данных месторождений; выявленные закономерности положения ВНК учтены при планировании геологоразведочных работ в ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие» и ОАО «ТНК-Нижневартовск».

Реализация результатов работы. Результаты работ по подсчету запасов одобрены Государственной комиссией по запасам Российской Федерации (ГКЗ РФ), геологические модели внедрены на производственных предприятиях ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие», ОАО «ТНК-Нижневартовск», ОАО «Самотлорнефтегаз».

Апробация работы. Основные положения диссертации были доложены на научно-практических конференциях: «Перспективы нефтегазоносности ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции», Тюмень, 2004 г.; «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» Ханты-Мансийск, 2004 г, 2007 г.; на IX Международной конференции и выставке «Геомодель-2007», Геленджик, 2007 г.

Заключение Диссертация по теме "Горнопромышленная и нефтегазопромысловая геология, геофизика, маркшейдерское дело и геометрия недр", Грищенко, Марина Афанасьевна

Выводы. Результаты моделирования насыщенности сложнопостроеннных залежей УВ позволяют сделать следующие выводы. Способы построения моделей насыщенности Пермяковского и Кошильского месторождений можно считать устаревшими, поскольку они формируют равновесные только по высоте залежей модели без учёта коллекторских свойств вмещающих пород. Данный прием можно использовать лишь на тех месторождениях, где залежи равномерно разбурены сеткой скважин, отсутствуют ПЗ и продуктивные пласты характеризуются однородностью ФЕС коллкторов.

В ЗС в юрских отложениях и отложениях неокома практически не существует месторождений с такими характеристиками. К существенным недостаткам таких моделей следует отнести отсутствие расчетов в ПЗ. Моделирование насыщенности происходит только выше поверхности ВНК, ниже которого сразу начинается зона 100 % водонасыщенности, и как следствие - резкий перепад значений Кн на уровне ВНК от 35 % до 68 %.

Создание МПЗ позволяет прогнозировать насыщенность в тех интервалах, где определение Кн затруднено по ряду причин (толщина пропластков менее 2 метров, брак ГИС и др.), на участках залежей, не охарактеризованных бурением, а также в ПЗ, где определение Кн по общепринятым методикам невозможно. Анализ МПЗ позволяет подчеркнуть, что положение ВНК меняется в зависимости от пористости пласта, при этом отметка ЗЧВ остается неизменной.

Моделирование насыщенности с использованием зависимостей Кн =/ (Кп, Н) и / - функции позволяет оценить размеры ПЗ и характер распределения насыщенности ниже уровня геологического ВНК. Оценить величину геологических запасов между геологическим ВНК и уровнем остаточной нефтенасыщенности, которые на сегодняшний день ушли из области интересов разработчиков, но вероятно будут интересны будущим поколениям.

Моделирование насыщенности на основе МПЗ наиболее полно отвечает современным требованиям ЗД геологического и гидродинамического моделирования. Рекомендуется при наличии данных капилляриметрии расчет насыщенности производить с использованием J - функции. Назрело решение о необходимости разработки методических приемов по вопросу определения уровня ЗЧВ, поскольку все предлагаемые варианты являются экспериментальными разработками отдельных авторов и не имеют официального признания в практике работ по моделированию насыщенности залежей.

5. Подсчет запасов нефти на основе 2Д и ЗД моделей 5.1. Подсчет запасов нефти на основе 2Д моделей

На основе уточнённых 2Д и ЗД моделей нефтяных залежей был произведен подсчет запасов нефти, после чего проведено сопоставление результатов расчета 2Д и ЗД моделирования.

Подсчет запасов по 2Д моделям в зависимости от исходных материалов можно производить объемным методом тремя способами (см. раздел 2.1.4).

Первый способ рекомендуется при оперативной оценке запасов. При создании геологических моделей с целью подсчета запасов используют второй способ расчета. Подсчет запасов нефти и растворенного газа Гун-Еганского, Никольского, Пермяковского, Кошильского и Самотлорского месторождений для сравнения был проведен двумя способами: путем расчета средневзвешенных параметров по объему и по картам линейных запасов.

По сложности геологического строения все месторождения относятся к сложным, по величине запасов Никольское относиться к мелким, Гун-Еганское - к средним, Пермяковское и Кошильское- к крупным, а Самотлорское месторождение является гигантом. По первым трём месторождениям подсчет произведен в программном комплексе Petrel (компания Shlumberger), по Кошильскому - в Geofreme (компания Shlumberger), а по Самотлорскому - в программном комплексе IRAP RMS (компания ROXAR).

Гун-Еганское месторождение. В работе представлена оценка запасов нефти Гун-Еганского месторождения по пластам БВ8, БВ91"2, БВ93, БВю1"2 и БВц по категориям B+Q и С2 (таблица 5.1). Существуют расхождения в расчетах запасов, выполненных различными способами, причем величины запасов второго способа закономерно ниже, чем третьего. Причины расхождений обьясняются следующим.

Третий способ позволяет рассчитывать объем запасов, определенный по картам линейных запасов каждого подсчетного объекта (Улз). Данный способ расчета сводит к минимуму погрешности определения величины геологических запасов, поскольку отсутствуют промежуточные расчеты каждого подсчетного параметра: Кп, Кн и обьема нефтенасыщенных пород (Ун). В качестве примера

Заключение

В диссертации получено решение научно-практической задачи - геометризации нефтяных залежей и моделирования нефтеводонасыщенности пластов с целью более точного подсчёта запасов, имеющей существенное значение для нефтегазодобывающих предприятий. Основные научно-практические результаты сводятся к следующему:

Все залежи продуктивного горизонта ЮВ1 сформировались благодаря неотектоническим процессам в постсеноманское - палеогеновое время. Преобладающим фактором в формировании сложной структуры ВНК послужили неотектонические преобразования, подчиненную роль играли капиллярные явления, связанные с первичной неоднородностью литологического состава продуктивных пластов.

Залежи в отложениях неокома (пласты БВ и АВ) ещё моложе, незрелые и могли сформироваться не раньше эоцен-миоценового времени. В процессе формирования сложного положения ВНК большую роль сыграли два основных фактора: первичная литологическая неоднородность и неотектонические процессы. Первый послужил преобладающим фактором для пластов с большой фациальной неоднородностью, а второй - сыграл главную роль для пластов с хорошими ФЭС. Для пласта БВ8 Гун-Еганского месторождения с высокими ФЭС деформации поверхности ВНК не произошло.

Разработанные приемы моделирования насыщенности позволили спрогнозировать насыщенность в тех участках залежей, где определение коэффициента насыщения (Кн) было затруднено по ряду причин (толщина пропластков менее 2 метров, брак ГИС и др.), а также на участках залежей, не охарактеризованных бурением.

3. На основе данных капилляриметрии и Л-функции определена формула для расчёта высоты переходных зон и оценена ПЗ пластов группы «АВ» Самотлорского месторождения. Результаты расчётов констатируют, что высота переходных зон зависит от ёмкостных свойств коллектора: в пластах с хорошими ёмкостными свойствами (АВ2з, АВ4.5) высота переходных зон не превышает 3-8 м, а в пластах с низкими ёмкостными свойствами величина переходной зоны достигает 30-35 м (пласт

1 9

АВ1 " ). Следует учитывать особенности строения ПЗ при выборе объектов для создания моделей ПЗ.

4. Наибольшая точность подсчета запасов достигается на основе карт линейных запасов, что подтверждает оценка погрешностей существующих способов подсчёта начальных геологических запасов на основе двумерных моделей Пермяковского, Гун-Еганского, Никольского и Кошильского месторождений. Использование средневзвешенных параметров влечет за собой погрешности в расчете величины запасов, достигающие -7 % .

На основе трехмерных моделей следует оценивать запасы нефти в переходных зонах. Согласно расчётам, выполненным на Гун-Еганском, Никольском и Самотлорском месторождениях, запасы нефти в ПЗ ниже поверхности ВНК оцениваются в 5 - 11 % от общей величины запасов.

Таким образом, проблема достоверного подсчета геологических запасов в век компьютерного моделирования стоит довольно остро, так как она оказывает существенное влияние на общие объёмы УВ сырья. В настоящее время встал вопрос о необходимости устранения неоднозначностей в толковании таких понятий как положение ВНК, уровень ЗЧВ и моделирование насыщенности, которые особенно ярко проявляются в процессе ЗД моделирования.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Грищенко, Марина Афанасьевна, Екатеринбург

1. Басин Я. Н. О характере изменения нефтенасыщенности коллекторов Усть-Балыкского месторождения. / Я. Н. Басин, Б. М. Бикбулатов, JI. Г. Прохорова

2. Геология нефти и газа. -1977. №2. - С. 22-31.t

3. Билибин С. И. Построение трехмерной геологической модели Самотлорского месторождения / С. И. Билибин, Е. А. Юканова, М. В. Перепечкин // Каротажник. 2004. - №3-4. - С. 121-133.

4. Большаков Ю. Я. Динамическое моделирование залежей нефти и газа: Курс лекций / Тюмень: ТГНГУ, 2003. - 66 с.

5. Большаков Ю. Я. Теория капиллярности нефтегазонакопления. — Новосибирск: Наука, 1995. -182 с.

6. Большаков Ю. Я. Сложно построенные капиллярно — экранированные залежи нефти в Юрских отложениях Западной Сибири / Ю. Я. Большаков, Н. Н. Амербаев, И. В. Павлова // Геология и геофизика. 1998. - т.39. - №3. — С. 315-319.

7. Булыгин В.Я. Структурированная трехмерная трехфазная геолого-фильтрационная модель // Интервал. 2004. - №7-8 - С. 4-9.

8. Ю.Вендельштейн Б. Ю. Геофизические методы определения параметровнефтегазовых коллекторов / Б. Ю. Вендельштейн, Р. А Резванов. М.: Недра, 1978.-271 с.

9. Вендельштейн Б. Ю. Исследование разрезов нефтяных и газовых скважин методом собственных потенциалов. М.: Недра, 1966. - 215 с.

10. Геологический словарь. В 2-х томах. Ред. АН АрмССР, отв. ред. К.Н. Паффенгольц. М.: Недра, 1978. - 986 с.

11. Гиматудинов Ш. К. Физика нефтяного и газового пласта. Учебник для вузов. Изд. 3-е перераб. и доп. / Ш. К. Гиматудинов, А. И. Ширковский. М.: Недра, 1982.-311 с.

12. Граусман A.A. Закономерности изменения поровых коллекторов при погружении. Якутск: 1984. 136 с.

13. Гришин Ф.А. Подсчет запасов нефти и газа в США. 1993. 352 с.

14. Дубровский B.C. О флюидальной модели пласта / В. С. Дубровский, Р. Н. Абдуллин, JIM. Петрова, Г.В. Романов // Нефтяное хозяйство. 2005. -№10.-С. 28-30.

15. Дьяконова Т.Ф. Построение цифровых моделей нефтенасыщенности коллекторов месторождений Западной Сибири / Т.Ф. Дьяконова, С.И. Билибин, К.Е. Закревский // Геология нефти и газа. 2000. - №4 - С.41-45.

16. Елисеев В.Г. Новые сведения по строению недр ХМАО (Восточная часть региона) // Вестник недропользователя. 1999.- №2. - С.103-107.

17. Ефимов В.А. Уравнения ренормгруппы для задачи о перколяции бидисперсной системы / В.А. Ефимов, A.B. Малынаков // Проблемы освоения нефтегазовых ресурсов Западной Сибири: сб. межвуз. тр. / Тюмень, 1991. .-С. 57-69.

18. Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа.-М.: Недра ,- 1970.-284 с.

19. Инструкция к применению классификации запасов месторождений перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. Москва, 1984.- 188 с.

20. Инструкция по охране недр, окружающей природной среды, техники безопасности, противопожарным мероприятиям и промышленной санитарии при строительстве глубоких скважин. Тюмень, 1987. — 156 с.

21. Исаев В.И. Палеотемпературное моделирование осадочного разреза и нефтегазообразование // Тихоокеанская геология. — 2004. т. 23. - №5. -С.101-115.

22. Иванова М.М. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа / М.М. Иванова, Л.Ф. Дементьев, И.П. Чоловский. М.: Недра, 1985. - 264 с.

23. Итенберг С.С. Интерпретация результатов каротажа скважин. М.: Недра, 1978.-389 с.

24. Каналин В.Г. Нефтепромысловая геология и гидрогеология. / В.Г. Каналин, С.Б. Вагин, М.А. Токарев, Г.А. Ланчаков, А.И. Пономарёв. М.: Недра, 2006. - 372 с.

25. Кашик A.C. Мониторинг разработки месторождений углеводородов на основе постоянного сопровождения компьютерных геологических моделей /

26. A.C. Кашик, С.И. Билибин, Г.Н. Гогоненков, С.А. Кириллов // Каротажник. -2004. -№3-4.-С. 106-120.

27. Кашик А.С Сопровождение компьютерных геологических моделей при мониторинге разработки месторождений углеводородов / A.C. Кашик, С.И. Билибин, Г.Н. Гогоненков, С.А. Кириллов // Нефтяное хозяйство. 2004.-№7. — С. 95-99.

28. Конторович А.Э. Литология, органическая геохимия и условия формирования основных типов пород Баженовской свиты / А.Э. Конторович,

29. B.Н. Меленевский, Ю.Н. Занин, А.Г. Замирайлова, В.А. Казаненков, В.В. Казарбин, E.H. Махнев, Л.С. Ямковая // Геология и геофизика. 1998. - т.39. -№11.-С. 1477-1491.

30. Конторович А.Э. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов, B.C. Сурков, A.A. Трофимук, Ю.Г. Эрвье. -М.: Недра. 1975. - 679 с.

31. Кос И.М. Влияние литологических особенностей пород на процессы разведки и разработки юрских отложений Широтного Приобья / И.М. Кос, Е.П. Кропотова, Т.А. Коровина, Е.А. Романова, И.В. Федорцов // Нефтяное хозяйство. 2004. - №2.- С. 70-73.

32. Кузнецов Г.С. Геофизические методы контроля разработки нефтяных и газовых месторождений. Г.С. Кузнецов, Е.И. Леонтьев, P.A. Резванов. — М.: Недра, 1991.-280 с.

33. Курчиков А.Р. Геотермический режим углеводородных скоплений западной Сибири. // Геология и геофизика. 2001. -т.42. - №11-12. - С. 1846-1853.

34. Ларин В.И. О новой малоизвестной закономерности формирования залежей нефти и газа // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2003. - №1- С. 29-33.

35. Мальшаков A.B. Перколяционные представления о механизме образования остаточной нефтенасыщенности полимиктовых коллекторов при их заводнении // Нефтяное хозяйство. 2006. -№4. -С. 70-74.

36. Медведев Н.Я. Геология и нефтеносность Большого Сургутского месторождения на Сургутском своде / Н.Я. Медведев, И.М. Кос, В.Ф. Никонов, В.А. Ревнивых, О.В. Важенина // Нефтяное хозяйство. 2004. -№2. - С. 64-69.

37. Методические рекомендации по определению подсчетных параметров залежей нефти и газа по материалам геофизических исследований скважин с привлечением результатов анализов керна, опробований и испытаний продуктивных пластов. Калинин, 1990г. 428 с.

38. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. Под редакцией В.И. Петерсилье, В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко. М.-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003. - С. 4-1 -4-13.

39. Муромцев B.C. Электрометрическая геология песчаных тел, литологических ловушек нефти и газа. JL: Недра, 1984. - 254 с.

40. Мясникова Г.П. Методы выявления перспективных зон и месторождений нефти и газа: Учебное пособие / Г.П. Мясникова, В.И. Шпильман. М.: Недра, 1995.- 125 с.

41. Мясникова Г.П. Научные результаты по геологии, поискам, разведке нефтяных газовых месторождений Западной Сибири (в диссертациях, защищенных в марте июне 1999г.) // Вестник недропользователя. - 1999.-№3. - С. 76-80.

42. Неймарк А. В. Бидисперсная перколяционная система // ЖТФ. 1989. - т.59. - вып. 6. - С. 46-65.

43. Нестеров И.И. Соотношения современных и максимальных палеотемператур в осадочном чехле Западно-Сибирской плиты / И.И. Нестеров, А.Р. Курчиков, Б.П. Ставицкий // Известия АН СССР. сер. Геол. - 1982. - №2. -С. 112-120.

44. Нефтепромысловая геология. Терминологический справочник. М.: АО «Твант», 1994. 328 с.

45. Песков A.B. Выявление расположения древних водонефтяных и газожидкостных контактов в продуктивных карбонатных пластах с помощью рентгеноструктурного анализа / A.B. Песков, Ю.П. Борисевич // Интервал. — 2003. №4.-С. 82-85.

46. Петерсилье В.И. К вопросу оценки параметров переходной зоны с использованием кривых капиллярного давления / В.И. Петерсилье, Ю.Я. Белов и др. М.: Тр. ВНИГНИ, 1976, вып. 242. - С. 35-64.

47. Пирсон С.Д. Учение о нефтяном пласте. М.: Гостоптехиздат, 1961. — 264 с.

48. Пирсон С. Справочник по интерпретации данных каротажа. М.: Недра, 1966.-276 с.

49. Плавник Г.И. Прогноз ловушек в Ачимовских отложениях на Нумтойском и Логачевском участках поисковых работ с использованием комплекса «Medium» / Г.И. Плавник, Г.Е. Толубаева, Е.В. Олейник // Вестник недропользователя. — 1999.- №3. — С. 59-65.

50. Потехин Д.В. Анализ учета изменения нефтенасыщенности в пределах переходной зоны при ЗД геологическом моделировании // Известия Вузов. Нефть и газ. -2004,-№5. С. 105-110.

51. Пуртова И.П. Моделирование сложнопостроенных залежей на примере Юрских отложений месторождений Нижневартовского района / И.П. Пуртова, Н.В. Янкова, J1.M. Кадочникова, В.И. Васильев, Н.В. Сытник // Интервал. 2006.- №7. - С. 38-42.

52. Рабинович С.Г. Погрешности измерений. JL: Энергия, 1978. - 234 с.

53. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. РД-153-39.0-047-00, М.:, 2000. - 186 с.

54. Рыбников A.B. Стохастические геологические модели — методы, технологии, возможности / A.B. Рыбников, Г.Г. Саркисов (компания Roxar) // Нефтяное хозяйство. 2001. -№6. -С. 22-25.

55. Рыбак В.К. Влияние неотектоники на изменение положения ВНК залежей нефти Красноленинского свода, сб. науч. тр. / Тектоника Западной Сибири, Тюмень: 1987. С.126-129

56. Саркисов Г.Г. Новые технологии компьютерного моделирования крупных и гигантских месторождений / Г.Г. Саркисов, Е. Макарова, А. Рыбников // Нефтяное хозяйство. 2004,- №6. - С. 101-104.

57. Сахибгареев. P.C. Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей // JL: Недра, 1989. -260с.

58. Скобелин Е.А. Природа первичной миграции нефти. // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО: Материалы X науч-практ. конф.- Ханты-Мансийск, 2006. С. 217-227.

59. Словарь по геологии нефти и газа (ред. К.А.Черникова) // Л.: Недра, 1988. -680 с.

60. Сохранов H.H. Определение положений водонефтяных и газонефтяных контактов по данным ГИС / H.H. Сохранов, Я.Н. Басин, В.М. Новиков // Разведочная геофизика, М.: Обзор ВНИИОЭНГ, 1986. - С. 68-89.

61. Сумбатов P.A. «Инструкция по проведению инклинометрических исследований в скважинах». Калинин, 1989. - 84 с.

62. Сурков B.C. Фундамент и развитие платформенного чехла ЗападноСибирской плиты» / B.C. Сурков, О.Г. Жеро. М.: Недра, 1981. - 167 с.

63. Сыртланов В.Р. Некоторые аспекты геолого-гидродинамического моделирования крупных месторождений для проектирования и мониторинга разработки / В.Р. Сыртланов, Н.И. Денисова, Ф.С. Хисматуллина // Нефтяное хозяйство. 2007. - №5. - С. 70-74.

64. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований в скважинах. М.: Недра, 1985. - 148 с.

65. Тренин Ю.А. Некоторые особенности оценки промышленных запасов нефти (на примере месторождений Среднего Приобья ХМАО) // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО: Материалы VI науч-практ. конф. г. Ханты-Мансийск.- Тюмень. 2002.- т. 1. - С 298-305.

66. Трофимук A.A. Особенности геодинамических обстановок формирования гигантских месторождений нефти и газа / A.A. Трофимук, В.И. Молчанов, В.В. Параев // Геология и геофизика. 1998. - т.39. - №5. - С.673-682.

67. Усанина Т.В. Геологическая неоднородность и её связь с вторичными процессами в ачимовских песчаниках Уренгойского месторождения // Научные проблемы Западно-Сибирского нефтегазоносного региона: Тезисы докладов науч-техн. конф. Тюмень, 1999. - С.85.

68. Фокин А.Н. Комплексный петрофизический анализ при моделировании нефтенасыщенности в коллекторах нефти и газа / А.Н. Фокин, А.Е. Сапожников // Нефтяное хозяйство. 2004. - №12. - С. 50-52.

69. Хафизов Ф.З. Повышение эффективности разведки залежей крупных нефтегазоносных комплексов / Ф.З. Хафизов, И.П. Варламов. Л.: Недра, Ленингр. отд-ние, 1991. -264с.

70. Хафизов Ф.З. Роль новейших тектонических движений в изменении положения ВНК залежей Среднего Приобья. // Труды ЗапСибНИГНИ. Сб. науч. тр. / Тюмень.- 1972- вып. 61. - С. 76-81.

71. Хисамов P.C. Повышение информативности исследований керна в ОАО «Татнефть» / P.C. Хисамов, Р.Ш. Динмухамедов, K.M. Мусин, A.B. Фомичев // Нефтяное хозяйство. 2007.- №7. - С. 26-29.

72. Шпильман В.И. Количественный прогноз нефтегазоносности. М.: Недра, 1982.-215 с.

73. Jennings J.B. Capillary Pressure Techniques Application to Exploration and Development Geology // AAPGBull / 1987. - Oct. - Vol. 71 - p. 1196-1209.б. Неопубликованная

74. Абабков K.B. Методы построения геологических моделей в связи с подсчетом запасов и разработкой месторождений Нефтеюганского района: Диссертация д-ра геол-мин. наук. Тюмень. - 2002. — 183 с.

75. Авторский надзор за разработкой Пермяковского, Кошильского, Хохряковского и Колик-Еганского месторождений / ЗАО «Аналитический Центр СИБИНКОР». Тюмень, 1999г. - 253 с.

76. Акбашев Ф.А. Подсчет балансовых запасов нефти и растворенного газа Кошильского месторождени. / СибНИИНП, Ф.А. Акбашев, J1.X. Алимчанова. Тюмень, 1995. - 275 с.

77. Акбашев Ф.А. Проект пробной эксплуатации Кошильского месторождения / СибНИИНП, Ф.А. Акбашев, И.В. Шпуров, А.Р. Заболотнов. Тюмень, 1991. - 247 с.

78. Акбашев Ф.С. Пояснительная записка к "Обоснованию подсчетных параметров для приростов и переводов запасов по месторождениям" на101.2002 г. Гуньеганское месторождение (пласт ЮВ!1) / СибНИИНП.-Тюмень,: 2001. 238 с.

79. Акбашев Ф.С. Пояснительная записка к "Обоснованию подсчетных параметров для прироста нефти и растворенного газа Гуньеганского месторождении / СибНИИНП. Тюмень, 2002. - 243 с.

80. Билибин С.И. и др. Изучение геологического строения юрских отложений на Восточно-Кошильском месторождении по результатам сейсмических съемок МОГТ-ЗД сезонов 1998-2000гг. и данным ГИС / Центральная геофизиечская экспедиция. М., 2001. - 203 с.

81. Бриллиант JI.C. и др. Отчет о НИР «Переоценка балансовых и извлекаемых запасов нефти Гуньеганского месторождения» / СибНИИНП, JI.C. Бриллиант, Ф.С. Акбашев. Тюмень, 1993. - 245 с.

82. Вайгель A.A. Проект разработки Пермяковского месторождения / «НижневартовскНИПИнефть», A.A. Вайгель, A.A. Филатова, О.Ю. Пряхин. -Нижневартовск, 1992. 236 с.

83. Газимов P.P. Детальные аэрокосмические исследования на Пермяковском месторождении нефти для составления структурной карты по Ю. в блочно-разломном варианте / P.P. Газимов, О.С. Мартынов М 1:25000. Тюмень, 1991.- 182 с.

84. Грищенко М.А. Создание геолого-технологической модели пласта Ю. Пермяковского месторождения / ОАО «СибНАЦ». Тюмень, 2000. - 288 с.

85. Грищенко М.А. Подсчет запасов нефти и растворенного газа Пермяковского месторождения / ЗАО «Тюменский нефтяной научный центр (ТННЦ)». -Тюмень, 2002.-210 с.

86. Дорошенко A.A. Дискретно-непрерывное моделирование нефтяных залежей с целью обоснования геолого-промысловых критериев эффективного применения методов повышения нефтеотдачи (на примере месторождений

87. Западной Сибири): Диссертация д-ра геол-мин наук. Тюмень. - 1999. -320с.

88. Елизаренко Б. Проект глубокого поискового бурения на Лабазной площади, п. Ваховск, 1966. 154 с.

89. Закиров И.С. Развитие теории и практики разработки месторождений нефти на основе компьютерного моделирования: Диссертация д-ра техн. наук. — М.: -2006.-382 с.

90. Заболотнов А.Р. Отчет по теме: « Технико-экономическое обоснование освоения Кошильского месторождения» / СибНИИНП, А.Р. Заболотнов, И.В. Пешков. Тюмень, 1996. -243 с.

91. Заболотнов А.Р. Технологическая схема разработки Кошильского месторождения / СибНИИНП, А.Р. Заболотнов, И.В. Пешков, С.Ю. Митрофанова. Тюмень, 1999. -228 с.

92. Заболотнов А.Р. и др. Дополнительная записка к технологической схеме разработки Пермяковского месторождения /- «СибНИИНП». Тюмень, 1997. -273 с.

93. Кирсанов B.B. Изучение геологического строения юрских отложений на Кошильском месторождении по результатам сейсмической съемки МОГТ-ЗД сезона 1998-99гг. и данных ГИС. Москва, 2000. - 175 с.

94. Курчиков А.Р. Палеогеотермические условия формирования зон преимущественного нефте- и газонакопления в Западной Сибири: Диссертация канд. геол-минер. наук. Тюмень. - 1982. - 188 с.

95. Курамшин P.M. Уточнение геологического строения Пермяковского месторождения / «СибНИИНП», P.M. Курамшин, И.В. Шпуров. Тюмень, 1992.- 162 с.

96. Лысянский A.B. Пересчет запасов нефти и растворенного газа Никольского месторождения / ЗАО «ИНКОНКО». Нижневартовск, 1993 . - 160 с.

97. Отчет о НИР «Технико-экономическое обоснование коэффициента извлечения нефти Гун-Ёганского месторождения АО «Черногорнефть» / СибНИИНП. Тюмень, 1993. - 234 с.

98. Отчет о результатах работ сейсморазведочной партии № 4/01-02 в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского АО Тюменской области / Сибнефтегеофизика, Губа A.B. Новосибирск, 2002. — 215 с.

99. Подсчет запасов нефти и газа пласта ABl Самотлорского месторождения Нижневартовского района Тюменской области / ГТПГУ, Тюменская тематическая экспедиция, Ю.А.Тренин, В.И. Ефименко. Тюмень 1987. -267 с.

100. Подсчет запасов нефти, конденсата, свободного и растворенного газа на основе геолого-технологической модели Самотлорского месторождения / Центральная геофизиечская экспедиция, A.C. Кашик и др.- Москва, 2001. — 248 с.

101. Созонова Н.М. и др. Отчет по интерпретации сейсмических данных МОГТ ЗД к договору «Создание геолого-технологической модели пласта Ю. Кошильского месторождения» / Ямалгеофизика. Тюмень, 2001. — 163 с.

102. Суетенков B.C. Пересчет балансовых запасов нефти и растворенного газа Пермяковского месторождения Тюменской области / «НижневартовскНИПИнефть», B.C. Суетенков, JI.B. Летуновская, С.А. Сергеева.— Нижневартовск, 1990. — 268 с.

103. Суетенков B.C. Оперативный пересчет балансовых запасов нефти и растворенного газа Никольского месторождения / НижневартовскНИПИнефть, B.C. Суетенков, A.A. Вайгель. Нижневартовск, 1989.- 185 с.

104. Тепляков Е.А. Подсчет запасов нефти и растворенного газа Хохряковского и Пермяковского месторождений Нижневартовского района Тюменской облает. / Главтюменьгеология, Е.А. Тепляков, Х.А. Иштирякова. — Тюмень, 1976 .- 234 с.

105. Тихомиров Ю.П. Проект разведки Кошильского месторождения / ЗапСибНИГНИ, Ю.П. Тихомиров, Ю.А. Стовбун. Тюмень, 1989. - 251 с.

106. Туманов H.H. Проект доразведки Кошильского месторождения» / СибНИИНП, Н. Н. Туманов, Ю. И. Тырцов, H.H. Минченков. Тюмень, 1996.-269 с.

107. Шарапова Н. В. Гидрогеология СССР. Промышленные воды ЗападноСибирской равнины / Совершенствование комплексного подхода к решению задач освоения Западной Сибири, сб. науч. тр. / ЗапСибНИГНИ. вып. 190. -Тюмень, 1983. С. 83 -98.О

Информация о работе

Грищенко, Марина Афанасьевна
кандидата технических наук
Екатеринбург, 2008
ВАК 25.00.16

Диссертация

Геометризация нефтяных залежей и математическое моделирование нефтеводонасыщенности на основе стадийности процессов нефтегазообразования - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы