Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Методы дифференцированного подсчета запасов на основе дискретно-непрерывных моделей нефтяных залежей

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Методы дифференцированного подсчета запасов на основе дискретно-непрерывных моделей нефтяных залежей"

^ На правах рукописи

ФЕДОРОВА Жанна Сергеевна

МЕТОДЫ ДИФФЕРЕНЦИРОВАННОГО ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НА ОСНОВЕ ДИСКРЕТНО-НЕПРЕРЫВНЫХ МОДЕЛЕЙ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Специальность 25.00.12 — Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Тюмснь-2006

Работа выполнена в Тюменском государственном нефтегазовом университете и в ОАО «Сибирский научно-аналитический центр»

Научный руководитель:

доктор геолого-минералогических наук, А.А. Дорошенко

Официальные оппоненты:

доктор геолого-минералогических наук, В.А. Бадьянов

кандидат геолого-минералогических наук, В.Е. Касаткин

Ведущее предприятие:

ЗАО «Недра-Консалт»

Защита состоится 05 октября 2006 года в 1633 на заседании диссертационного совета Д 212.273.05 в Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: 625000, Тюмень, ул. Володарского, 56.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Тюменского государственного нефтегазового университета.

Автореферат разослан «04» сентября 2006г.

Отзывы, заверенные печатью учреждения, в одном экземпляре просим направлять по адресу: 625000, Тюмень, ул. Володарского, 56, Тюменский государственный нефтегазовый университет, ученому секретарю диссертационного совета.

Ученый секретарь

диссертационного совета,

доктор геолого-минералогических наук,

профессор

А.А. Дорошенко

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность защищаемой работы. В состоянии сырьевой базы нефтедобывающих предприятий России, произошли значительные качественные и количественные изменения структуры запасов нефти, В связи с высокой степенью выработки крупных и высокопродуктивных месторождений, на балансе предприятий резко увеличилась доля трудноизвлекаемых запасов. Вовлечение их в разработку является весьма актуальной задачей. Однако, применяемые для этого технологии добычи нефти требуют существенных финансовых и ресурсных затрат, а значит являются рентабельными лишь при наличии достаточных объёмов этих запасов.

В настоящее время российскими и зарубежными геологами ведется большая работа по совершенствованию методики подсчета запасов, как важнейшего этапа геологоразведочных работ и подготовку нефтяных и газовых месторождений к разработке.

Интенсивное внедрение компьютерных технологий в практику построения моделей геологических объектов при подсчете запасов, проектировании и анализе разработки нефтяных месторождений привело к тому, что на российском рынке появилось свыше десяти зарубежных и столько же, если не больше, отечественных пакетов геомоделирования. Большой вклад в развитие компьютерных технологий моделирования полей геологических параметров внесли такие ученые, как В.И. Азаматов, В.А. Бадьянов, A.M. Волков, Л.Ф. Дементьев, М.А. Жданов, А.Н. Кирсанов, А.Г. Плавник, А.Н. Сидоров, Ю.В. Шурубор и др. Исследования в области построения цифровых моделей геологических параметров показывают, что получаемые результаты зависят от параметров, применяемых математических моделей. В связи с этим, возникает необходимость в проведении дополнительного изучения оценки качества построенных моделей.

Цель работы. Разработка методики повышения точности подсчета запасов на основе их дифференциации по отдающей способности коллекторов.

Основные задачи исследований:

1. Провести анализ погрешностей подсчета запасов при картировании геологических параметров в компьютерных технологиях

2. Разработать методику построения карт подсчетных параметров с учетом фациальных особенностей пород-коллекторов

3. Уточнить методику типизации призабойных зон скважин с учетом интенсивности работы коллекторов

4. Разработать методику дифференцированного подсчета запасов по участкам с различной эффективностью выработки запасов

Научная новизна:

1. Разработана методика дифференцированного подсчета запасов нефти с учетом отдающей способности прослоев коллекторов.

2. Разработана методика комбинированного применения электрофациального анализа и статистических алгоритмов моделирования полей геологических параметров, повышающая качество построения карт в компьютерных технологиях.

3. Выявлены закономерности распространения коллекторов с различной отдающей способностью на нефтяных залежах

Практическая ценность работы:

1. Разработанная методика повышает точность подсчета запасов с дифференциацией их по отражающей способности коллекторов, что. позволит повысить эффективность выработки запасов.

2. Разработанный подход к оценке запасов использован при подсчете запасов на других месторождениях.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы были многократно доложены на конференциях студентов и молодых ученых: на VII Международном симпозиуме студентов, аспирантов и молодых ученых имени академика М.А.Усова «Проблемы геологии и освоения недр», Томск, 2003г.; на отраслевой научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы развития нефтяной промышленности», Тюмень, 2003г.; на третей всероссийской научно-практической конференции, проходившей в г.Тюмени 2527 февраля 2004 года; на XIII научно-практической конференции молодых ученых и специалистов ТюмснНИИгипрогаза «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири», Тюмень, 2004г.; на научно-практической конференции «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна», Тюмень, 2004г.; на IV научной сессии студенческой академии наук ТюмГНГУ «Проблемы и перспективы освоения природно-ресурсного потенциала Западной Сибири», Тюмень, 2005г.; на научной конференции с международным участием «Рациональное использование природных биологических ресурсов», проходившей 12-19 июня 2005г. в r.Sousse (Тунис); на международном научно-техническом семинаре, посвященного 50-летию открытия Западно-сибирской нефтегазоносной провинции «Информационные системы и технологии в геологии и нефтегазодобыче», Тюмень, 2005г.; на научно-практической конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития

нефтегазового потенциала Тюменской области», проходившей в г.Тюмени 21-22 сентября 2005г., а также статьи в журналах «Успехи современного естествознания» Kai, 2005г., «Современные наукоемкие технологии» №5, 2005г..

Структура и объем работы. Работа состоит из введения, пяти глав, заключения и списка литературы. Содержание работы изложено на 208 страницах, включая 80 рисунков и 21 таблицу. Список литературы насчитывает 118 наименований.

Диссертация выполнена под руководством доктора геолого-минералогических наук, профессора A.A. Дорошенко, которому автор искренне признателен за поддержку, научные консультации и помощь при выполнении работы.

Автор благодарит первого заместителя генерального директора, директора по моделированию ОАО «СибНАЦ» И.А. Плесовских, начальника департамента геологического моделирования H.A. Михайлову за понимание и поддержку.

Автор глубоко признателен сотрудникам отдела обслуживания вычислительной техники и периферийного оборудования за помощь в оформлении работы и техническую поддержку.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении показана актуальность работы, сформулированы цели и основные задачи исследований, научная новизна и практическая значимость работы.

В главе 1 «Краткая геолого-геофизическая характеристика изучаемых месторождений» рассмотрены краткие геолого-геофизические характеристики Умсейского, Средне-Итурского месторождений и Месторождения №1, названного условно. Приводится описание стратиграфии, тектоники района исследований, охарактеризована нефтегазоносность изучаемых отложений и физико-литологическая характеристика коллекторов рассматриваемых пластов.

В главе 2 «Современные методы подсчета запасов» рассмотрены теоретические основы объемного метода подсчета запасов и современные методы дифференциации запасов.

В главе 3 «Методика и рекомендации по выбору параметров математических моделей при подсчете запасов» рассмотрены существующие алгоритмы моделирования полей геологических параметров и программные продукты картопостроения. Особое внимание уделено описанию конвергентного метода и метода крайгинг-аппроксимация. С использованием этих методов осуществлялось картопостроение в настоящей работе.

В работе проведен анализ погрешностей подсчета запасов при картировании геологических параметров. Для этого, на первом этапе оценивалась степень влияния шага сстки на точность подсчета запасов, а на втором - оценка качества построенных моделей эффективных нефтенасыщенных толщин построенных в разных пакетах моделирования. Степень влияния шага сетки рассчитывалась на основе вычислительного эксперимента, в котором шаг сетки изменялся от 50 до 500, при каждом из способов построения модели эффективных нефтенасыщенных толщин. Способы построений моделей были следующими: 1 способ - карта эффективных нефтенасыщенных толщин, полученная путем умножения карт общей нефтенасыщенной толщины и коэффициента песчанистости; 2 способ -карта, полученная путем перемножения карты общей нефтенасыщенной толщины на среднее значение коэффициента песчанистости по цифровой модели; 3 способ - карта, полученная путем перемножения карты общей нефтенасыщенной толщины на среднее значение коэффициента песчанистости в скважинах; 4 способ — карта эффективных нефтенасыщенных толщин построенная по значениям в скважинах.

Вычислительный эксперимент проводился на примере основной залежи пласта БСщ1 Умсейского месторождения. Подсчет запасов в этом случае осложнен крайней неравномерностью разбуривания месторождения. Так, на восточном крыле залежь разбурена эксплуатационной сеткой скважин, расстояние между которыми изменяется от 200 до 500м; на западном — скважины сосредоточены на небольшом участке, а основная часть залежи освещена бурением слабо. В связи с этим расчет проводился отдельно для эксплуатационных, разведочных скважин и совместно (для эксплуатационных и разведочных скважин).

Для более детального изучения различий между объемами моделей автором построены графики и гистограммы относительных погрешностей объемов. Сравнительный анализ их показал, что при любом из способов построения модели эффективных нефтенасыщенных толщин, величина нефтенасыщенных объемов меняется при изменении шага сетки.

Па следующем этапе анализа проводилась оценка качества моделей такого важного подсчстного параметра, как эффективная нефтенасыщенная толщина алгоритмами моделирования крайгинг-аппроксимация и конвергентным методом. Прогнозирующая способность моделей оценивалась на основе вычислительного эксперимента, суть которого состоит в следующем: на Умсейском месторождении был выбран объект разработки, разбуренный 84-мя скважинами по сетке с расстоянием между скважинами около 500м. Модель карты

эффективных нефтенасыщенных толщин, построенная по 84 скважинам, принималась в дальнейшем в качестве эталонной, с которой сравнивались модели, построенные по меньшему числу скважин. На каждом шаге вычислительного эксперимента количество скважин уменьшалось вдвое и выбирались таким образом, чтобы обеспечивалась равномерная представительность их по площади. Таким образом, было сделано 4 набора скважин содержащих, соответственно, б, 11, 21 и 42 скважины. По каждому из этих наборов автором строилась двухмерная цифровая модель эффективных нефтенасыщенных толщин конвергентным методом и методом крайгинга. Шаг сетки при этом выбирался равным 100м. Полученные модели сравнивались с моделью, построенной по исходному набору из 84 скважин. При этом сравнивались, как интегральные показатели (объемы), так и значения толщин в отдельных скважинах с разделением их на две категории: участвующие и не участвующие в построении моделей. Для анализа результатов построены графики разности объемов по картам с разным числом скважин по каждому методу построений. А также рассчитаны таблицы отклонений модельных и наблюденных значений эффективных нефтенасыщенных толщин.

В диссертации проведен анализ особенностей параметров полувариограмм в случае значительной анизатропии, ацикличности и нестационарности картируемого признака, при различных её параметрах (Ь - шаг смещения, Аг -азимут направления, Т — угол толерантности). Для этого осуществлялся вычислительный эксперимент на модели поля, которое по оси абсцисс (X) имеет ярко выраженный циклический, но не стационарных характер, а по оси ординат (У) имеет постоянное значение (разное для разных значений X). При построении этой модели изменчивость по оси абсцисс описывается синусоидальной кривой наложенной на наклонную прямую.

Формула, по которой рассчитывались значения поверхности, имеет вид:

г=0.0бЗбх+б08Ш(х/ю00).

Вычислительный эксперимент осуществлялся в несколько этапов. На первом этапе эксперимента выяснялось влияние анизотропии на вид полувариограмм, с расстоянием между контрольными точками равным 200м. Было построено два набора полувариограмм - без учета тренда и с учетом линейного тренда, где значение угла толерантности и азимут направления изменялись от 0' до 90".

На втором этапе выявлялось влияние параметров полувариограммы на точность построения карт. Для этого расстоянием между точками наблюдения выбиралось равным 1200м. По полученному набору данных строились карты

поверхностей без учета полувариограммы и с учетом полувариограммы, но с разными ее параметрами.

В главе 4 «Учет фациальных особенностей пород-коллекторов при построении карт подсчетных параметров» кратко представлены электрометрические модели песчаных тел выделенных B.C. Муромцевым. Приведены определяющие диагностические признаки фаций континентальных, прибрежно-морских и морских обстановок осадконакопления. Рассмотрены ключевые моменты палеотектонического анализа. Автором представлена методика построения карт подсчетных параметров с учетом фациальных особенностей пород-коллекторов. Суть этой методики состоит в том, что вначале восстанавливаются древние обстановки осадконакопления, выявляются особенности размещения отложений различного генезиса, и уже с их учетом проводятся картопостроение и последующий подсчет запасов.

Для этого необходимо провести детальную корреляцию разрезов скважин на изучаемой площади. Далее в пределах скоррелированных пластов проводится электрофациальный анализ, основанный на методе идентификации фации по форме кривых ПС (по В.С.Муромцеву). При этом широко используются данные по исследованиям керна (ФЕС, грансостава и т.д.). После установления принадлежности электрометрических кривых скважин к определенному типу фаций, они объединяются в зону, соответствующую распределению осадков этой фации. Сочетание таких зон отражает размещение различных фаций. Таким образом, карты зон представляют собой модель обстановок осадконакопления для каждого пласта.

Для дальнейшего картопостроения, на основе принятых зон, рассчитываются полувариограммы эффективных толщин для каждой фациальной зоны. Затем по зонам строятся участки карты с учетом соответствующей полувариограммы и скважинных данных. Далее, подобно мозаике, эти отстроенные участки объединяются в один, который и является итоговой картой. Результатом построений является карта, которая имеет направление изолиний в соответствии с главным направлением изменчивости эффективных толщин пласта в каждой из фациальных зон. Таким образом, осуществляется согласованность картопостроения с древней обстановкой осадконакопления.

Следует отметить тот факт, что при объединении карт разных фациальных зон отмечается негладкое поведение карт. А именно, на стыке зон изолинии соединяются не плавно, а зачастую зигзагообразно. Этот дефект убирается двумя способами: первый способ — это сглаживание изолиний; второй - новая обрисовка изолиний в полигоне. Второй способ используется в том случае, когда

сглаживание изолинии оказалось не достаточным. Для этого создаются полигоны, которые обрисовываются таким образом, чтобы захватывались небольшие области объединяющихся фациальных зон. После чего изолинии внутри полигонов удаляются. Затем, карта с вырезанными изолиниями копируется в точки, которые в дальнейшем используются для картопостроений вместе, с данными по скважинам. В результате, на полученной карте эффективных толщин пласта, изолинии одной фациальной зоны плавно соединятся с изолиниями другой зоны.

Далее, карта эффективных толщин обрезается по внутреннему контуру водонефтяного контакта и копируется в точечные данные. Для построения карты эффективных нефтенасыщенных толщин используются точечные данные по карте эффективных толщин, скважинные данные и точки, которые соответствуют внешнему контуру ВНК, который принят за 0. Согласно всем полученным данным отстраивается карта эффективных нефтенасыщенных толщин, на которой изолинии направлены согласно фациальным особенностям пласта.

По предлагаемой методике можно строить не только карты эффективных толщин, но и карты коэффициента песчанистости, эффективных нефтенасыщенных толщин. В конечном итоге, это позволит учитывать особенности строения природных резервуаров при дифференцированном подсчете запасов и обосновании геологической модели месторождения, а также может стать неотъемлемой частью в определении геометрии залежи на стадии геологоразведочного процесса.

Палеотектонический и фациальный анализ отложений проводился на одном из месторождений Нижневартовского района Хантымансийского автономного округа, названное условно - месторождение №1. Для анализа был выбран один из основных горизонтов месторождения - АВьг, который расчленяется на пласты АВД АВ2', АВ,3иАВ,2.

Для восстановления обстановок осадконакопления, в которых формировался горизонт ЛВ|.2, необходимо рассмотрение всех пластов входящих в объем данного горизонта, как в отдельности, так и совместно при объединении их по условиям формирования.

Палеотектонический анализ горизонта АВи дает основание считать, что в характере тектонического развития горизонта сохраняется высокая преемственность, что прослеживается на структурных картах пластов.

Во время формирования горизонта АВ|.2> дно бассейна западной части было погружено сильнее, чем восточной. Об этом свидетельствуют участки с максимальными (до 100м) общими толщинами горизонта на западе. Эти участки

имеют полосовидную форму, ориентированную с юга на север. По распространению общих толщин горизонта АВ|.2 можно сделать предположение, что рассматриваемая площадь была областью накопления осадочного материала, куда он поступал с востока. Таким образом, заполнение седиментационного бассейна в период формирования горизонта АВм на разных участках площади происходило по-разному.

Более того, имеют место различия в процессе осадконакопления, не только по площади, но и во времени. Это связано с тем, что нижние пласты (АВ22 и АВ21) формировались в условиях аллювиальной равнины, а верхние (АВ|3 и АВ|2) - в прибрежно-морских.

По тексту глава иллюстрируется картами общих толщин, построенные автором по всему горизонту в целом, для каждого пласта отдельно и с объединением пластов по условиям формирования.

В диссертации проведен фациальный анализ продуктивных пластов АВ22, АВ2' и АВ)3 согласно представленной методике. Последовательность залегания групп фаций анализируемых пластов представлена аллювиальной равниной, которая вверх по разрезу перекрывается трансгрессивным дельтовым комплексом. А именно, во время формирования пластов АВ22 и АВ2' на рассматриваемой площади прослеживается река, которая с течением времени видоизменилась. Далее вверх по разрезу (пласт АВ]3) на фоне общей трансгрессии отмечаются кратковременные трансгрессии и регрессии, которые являются характерным для дельтовых обстановок. Автором были построены модели распространения фаций по пластам АВ22, АВ2' и АВ)3.

Отложения пласта АВ22 на рассматриваемой площади формировались в пределах аллювиальной равнины. Песчаные образования представлены русловыми отмелями равнинной реки интенсивно-меандрирующего типа. На изучаемой территории пласт характеризуется возрастанием доли глинистого материала снизу вверх по разрезу, что соответствует осадконакоплению в условиях преимущественной трансгрессии моря. Это достаточно хорошо видно на составленной модели распространения фаций пласта АВ22.

На начальном этапе формирования пласта русло реки, на рассматриваемой площади, имело направление с юго-востока на северо-запад. Необходимо отметь, что происходило размытие северного борта и наращивание противоположного (южного), куда переносилась основная масса образовавшегося обломочного материала. На северо-западе участка отмечается отшнурованная меандра.

Древние реки, также как и современные, реагировали на изменения рельефа и климата, приспосабливая свои русла к тем или иным палеогеографическим

условиям. Так, в пласте АВ22 произошло перемещения русла в ходе накопления аллювиальной толщи. Это связано с тем, что на севере участка накопилось большое количество обломочного материала, вследствие чего русло реки переместилось на север. А именно, направление реки изменилось с юго-востока на восток. Новое русло реки образовало две меандры на севере и в центральной части рассматриваемой площади.

По модели распределения фаций пласта АВ22 выделяются следующие фации: фации русловых отмелей равнинных интенсивно-меандрирующих рек; фации внешней (песчаной) части речной поймы (береговые валы и пески разливов).

При анализе отложений пласта ЛВ2' видно, что аллювиальную толщу пласта АВ2г перекрывают такие же группы фаций, с той лишь разницей, что при трансгрессивном залегании, часть площади, занимаемая группой фаций внешней (песчаной) части речной поймы, перекрывается осадками внутренней (глинистой) части поймы.

На модели прослеживается изменение строения русла реки в соответствии с новой гидрогеологической обстановкой. В результате того, что в пласте АВ22 было интенсивное меандрирование, скорость течения замедлилась и отштурованная меандра на севере превратилась в старичное озеро. В центральной части площади сформировались отложения фаций пойменных озер и болот. Скорее всего, это произошло за счет того, что при «спаде полых вод осушились наиболее приподнятые части поймы, на которых накапливались тонко-горизонтальнослоистые алевритово-глинистые осадки. Осушенные участки покрывались растительностью и на них формировались почвы и подпочвы». Все вышеописанное подтверждается керновым материалом скважин, в котором имеется значительная примесь углистого детрита, а также обугленные корешки растений. На юге площади фации внешней (песчаной) части речной поймы пласта АВ22, перекрылись осадками внутренней (глинистой) части поймы, которые представлены фациями временно заливаемых участков пойм. Это также соответствует трансгрессивному залеганию пород.

По модели распределения фаций пласта АВ2' выделяются следующие фации: фации русловых отмелей равнинных интенсивно-меандрирующих рек; фации внешней (песчаной) части речной поймы (береговые валы и пески разливов); фации внутренней (глинистой) части речной поймы (временно заливаемых участков пойм и пойменных озер и болот).

Пласт АВ/ представлен прибрежно-морскими отложениями. Как отмечалось выше, происходящие в это время непродолжительные трансгрессии и

регрессии являются характерным для дельтовых обстановок. Так, наличие пологого берега, действие волн, вынос значительного количества обломочного материала с суши создавали благоприятную обстановку для формирования на данном участке вдольбереговых баров. В связи с этим, в центральной части лицензионного участка, отмечается зона повышенных коллекторских свойств, что связано с песчаными телами баровой морфологии. Образовавшиеся бары относятся к трансгрессивному типу. Далее, в сторону удаления моря, привносимый материал отлагался в барьерные острова и песчаные гряды. Содержание песчаного материала в грядах меньше, чем во вдольбереговых барах, в соответствии с методом фаций. Песчаные тела баров, барьерных островов и гряд ориентированы с юга-запада на северо-восток.

Предшествующее образование вдольберегового бара привело к возникновению между берегом и растущим баром забаровой лагуны. В результате образовалась зона глинизации, которая представлена телом вытянутой формы, ориентированным с юга на северо-восток. В связи с поступлением в лагуну вод с суши или нагона их ветрами со стороны моря в ней создавалось избыточное количество воды, которая устремлялась в сторону моря, прорезая тело бара, образуя каналы разрывного течения.

По модели распределения фаций пласта АВ|3 выделяются следующие фации: фации подводной равнины; фации разрывных течений; фации вдольбереговых трансгрессивных баров и барьерных островов; фации забаровой лагуны; фации пляжей; фации головных частей разрывных течений.

С целью уточнения оценки достоверности составленных моделей распределения фаций пластов АВг2, AB2' и АВ|3 автором проводился анализ кернового материала в разведочных скважинах. Для этого осуществлялось сравнение кернов пород, приуроченных к интервалу рассматриваемого пласта, с различными электрофациями, с типовыми составом и характером слоистости песчаных тел-коллекторов и глинистых отложений-экранов (по B.C. Муромцеву). Результаты анализа приведены в таблицах.

Согласно предлагаемой методике в работе построены карты эффективных нефтенасыщенных толщин на основе моделей обстановок осадконакопления пластов ABi3 и АВ2'. Построение карты эффективных нефтенасыщенных толщин пласта АВ22 не осуществлялось. Это связано с тем, что залежь имеет небольшие размеры и поэтому предлагаемая методика для данного пласта не применима.

Модель распределения фаций пласта АВ2' имеется одно основное направление размещения фациальных зон. А именно, зона распространения фаций русловых отмелей равнинных ингснсивно-меандрирующих рек

ориентирована с юго-востока на северо-запад под углом 145°. Согласно этому, была рассчитана полувариограмма, которая и явилась основой для построений карты эффективных нефтенасыщенных толщин пласта АВ2'. Данная карта имеет направление изолиний согласно направлению распространения фаций промоин разрывных течений. Необходимо отметить, что картопостроение осуществлялось лишь по разведочным скважинам.

Для анализа точности построенной карты эффективных нефтенасыщенных толщин, проводилось сравнение нефтенасыщенных объемов трех карт. А именно, сравнивались объемы вычисленные по картам эффективных нефтенасыщенных толщин построенные: а) по данным разведочных и эксплуатационных скважин конвергентным методом; б) по данным разведочных скважин методом крайгинга с учетом модели распределения фаций пласта АВг'; в) по данным разведочных скважин методом крайгинга без учета модели распределения фаций. В качестве эталонного объема был выбран нефтенасыщенный объем рассчитанный по карте эффективных нефтенасыщенных толщин построенной по данным разведочных и эксплуатационных скважин (а). Сравнительный анализ результатов показал, что объем вычисленный по карте построенной с учетом модели составляет 94% от эталонного объема, а рассчитанные по карте построенной без учета модели -108%. Вышесказанное позволяет сделать вывод, что в данном случае карта, построенная по данным разведочных скважин без учета модели, ведет к необоснованному завышению нефтенасыщенных объемов.

Более сложную модель обстановок осадконакопления имеет пласт АВ|3. На этой модели прослеживается два направления фациапьных зон. А именно, зона фаций разрывных течений имеет направление с юго-востока на северо-запад, а зоны фаций забаровой лагуны и вдольбереговых баров с юго-запада на северо-восток. В связи с этим были рассчитаны две полувариограммы для каждого направления.

Согласно этим полувариограммам строилась карта эффективных нефтенасыщенных толщин пласта АВ|3. На этой карте направление и форма изолиний соответствует модели обстановок осадконакопления пласта АВ[3.

Для анализа точности построенной карты эффективных нефтенасыщенных толщин, так же проводилось сравнение нефтенасыщенных объемов трех карт построенные по аналогии с нижележащим пластом. Сравнительный анализ результатов показал, что объем вычисленный по карте построенной с учетом модели составляет 87% от эталонного объема, а рассчитанный по карте построенной без учета модели - 71%. В данном случаем, построение карты толщин без учета распространения фаций, не завысило результаты, как это было в

пласте АВг', а наоборот занизило на 29%. В соответствии с полученными результатами можно сделать вывод, что учет распространения фаций по пласту опять показывает лучший результат.

В главе 5 «Методика дифференцированного подсчета запасов с учетом отдающей способности коллекторов» рассмотрено влияние геолого-геофизических параметров на разработку месторождений, дается краткое описание понятия о дискретных моделях и приведено описание методики построения карт типов ПЗП.

Приведена классификация коллекторов по их отдающей способности, в которой предложено использовать для прогноза отдающей способности коллектора нормированную проницаемость (КО), которая представляет собой отношение проницаемости прослоя к максимальной проницаемости среди коллекторов, вскрытых перфорацией. При этом коллекторы делятся на три класса. ВИП — коллекторы характеризуются высокой интенсивностью отдачи и нормированной проницаемостью в пределах от 0,75 до 1. СИП-коллекторы имеют среднюю интенсивность промывки и характеризуются нормированной проницаемостью в пределах от 0,2 до 0,75. НИП-коллекторы обладают низкой интенсивностью промывки или вообще не работают, имея самую низкую нормированную проницаемость (менее 0,2).

После обоснования граничных значений нормированной проницаемости для выделения классов коллекторов с различной интенсивностью промывки построение закона распределения нормированной проницаемости в призабойной зоне пласта (ПЗП) сводится теперь к подсчету суммарных толщин (Н„, к =1,2,3) коллекторов каждого из этих классов по разрезу скважины. Каждая из частот Нк имеет хорошую содержательную интерпретацию. А именно, Н] - это суммарная толщина прослоев, которые при заводнении в работу практически не включаются, Н] и Н; ■ это суммарные толщины коллекторов, которые характеризуются средней или высокой интенсивностью промывки, соответственно. Таким образом, для нормированной проницаемости числовые характеристики (II ь Нг, Нз), имеют не только вероятностное, но и геолого-промысловое истолкование, что дает возможность использовать их при решении задач по выбору методов воздействия на пласт, с целью повышения коэффициента нефтеизвлечения.

По картам изопахит, построенным для Н|, и Нз можно выявлять зоны, по которым возможен наиболее ранний прорыв нагнетаемых вод для залежей, вводимых в разработку, а также оценивать объемы и местоположение недренируемых и недоотмытых прослоев коллекторов на поздних стадиях

разработки, с целью вовлечения их в разработку гидродинамическими или физико-химическими методами воздействия на пласт.

Следовательно, классификация призабойных зон пласта по указанному набору признаков позволяет выделять группы (типы) ПЗП, различающиеся друг от друга реакцией на различные виды воздействия на пласт, что в свою очередь позволит автоматизировать принятие решения о выборе наиболее эффективного метода воздействия.

Анализ отдающей способности коллекторов в работе проводился на одном из основных объектов месторождения №1 - горизонта АВ1.2.

По этому объекту показана характеристика технического состояния фонда добывающих и нагнетательных скважин. Объект интересен тем, что на нем отмечается наибольшее количество перетоков (16) на добывающих скважинах, причем все перетоки отмечаются из нижних («перфорированных прослоев. В целом для объекта ЛВ|,2 скважины с заколонным перетоком составляют более 42% от всех скважин, исследованных на профиль притока. Представлены многочисленные иллюстрации с профилями отдачи и приемистости скважин.

Рассмотрены особенности работы прослоев в добывающих скважинах. Для выявления закономерности подключения перфорированных прослоев в работу проведен анализ взаимосвязи фильтрационных свойств коллекторов с интенсивностью их работы.

Для этого, на первом этапе производилась отбраковка скважин с различными техническими неисправностями. На втором этапе были исключены прослои, которые были отнесены к интенсивно отдающим по всей вероятности не верно, в силу послойной интерпретации ПГИ.

,1 Оставшиеся прослои были разбиты на 4 группы по интенсивности работы: не работает, работает слабо, работает в номинальном режиме и интенсивно работает. Поскольку работа прослоя при больших депрессиях зависит главным образом от его проницаемости, в качестве параметра, характеризующего прослой, был принят нормированный коэффициент проницаемости - это отношение проницаемости прослоя к максимальной проницаемости среди коллекторов, вскрытых перфорацией.

Проведенный анализ позволяет сделать следующие выводы: 1) прослои с нормированной проницаемостью до 0,25 главным образом не работают или работают слабо. Встречаются прослои, работающие в номинальном режиме, но при условии, что максимальная проницаемость для них будет достаточно иизка (меньше 0,15). Интенсивно работающих коллекторов в этой группе не встречается; 2) прослои с нормированной проницаемостью от 0,25 до 0,75

представлены прослоями со всеми вариантами интенсивности работы; 3) группа прослоев с нормированной проницаемостью свыше 0,75 представлена главным образом коллекторами работающими в номинальном режиме и интенсивно, причем интенсивная отдача этих прослоев наблюдается в скважинах с более высокой максимальной проницаемостью. Частота встречаемости не работающих и слабо работающих прослоев в этой группе гораздо ниже и объясняется или очень низкой максимальной проницаемостью коллекторов в скважине или, вероятно, технологическими причинами.

Также проведен анализ данных ПГИ по нагнетательным скважинам, который показывает, что проницаемостная неоднородность пластов оказывает значительное влияние на особенности внедрения воды в продуктивные пласты. А именно, эффективность воздействия на пласт значительно снижается, так как значительные по толщине интервалы пласта с коллекторами пониженной проницаемости не принимают закачиваемую воду.

Анализ фильтрационных свойств прослоев с различной интенсивностью приемистости проводился аналогично анализу коллекторов добывающих скважин.

Автором представленна разработанная методика дифференцированной оценки объемов по типам ПЗП. В отличии от традиционного подхода к подсчету запасов в данной методике предлагается их оценку осуществлять по участкам распространения различных типов ПЗП. За основу берется карта распространения типов ПЗП, которая представлена номерами типов призабойных зон пласта в узлах регулярной сети. Процедура дифференцированного вычисления объемов коллекоров по типам ПЗП будет состоять в просмотре всех узлов сетки и выделении только тех, которые имеют заданный тип ПЗП. Далее площади выделенных ячеек сетки умножаются на нефтенасыщенную толщину, соответсвующую данному узлу. Полученные объемы ячеек суммируются отдельно по каждому типу ПЗП. Например, для вычисления объемов эффективных нефтенасыщенных толщин первого типа ПЗП выбираются узлы карты типов со значением 1, а для второго типа ПЗП - со значением 2, и т.д.

По площади месторождения №1 горизонта АВ [_2, в соответствии с классификацией коллекторов по их отдающей способности, при моделировании сходства призабойных зон использовалось простое суммативное описание ПЗП. Для этого было построены суммарные толщины коллекторов классов НИП, СИП и ВИП и карта максимальной проницаемости.

На основе суммативного описания ПЗП и содержательной интерпретации их результатов установлено, что для горизонта АВ1.2 наиболее целесообразным

является выделение шести типов ПЗП. В табл.1 приведены осредненные характеристики типов ПЗП.

Таблица 1

_Средние значения геологических характеристик типов ПЗП_

Тип ПЗП Суммарные толщины коллекторов,м Максимальная проницаемость, 10*3мкм2

НИП СИП ВИП

1 1.2 1.8 2 49

2 5.7 2.1 2.8 160

3 6.5 2.1 3.1 860

4 12 2.3 3.4 564

5 5.4 10 3.4 510

6 5.6 2.4 8.8 753

Так, первый тип ПЗП характеризуется низкими значениями, как суммарных толщин коллектров (от 1,2 до 2м) всех трех классов (НИП, СИП и ВИП), так и максимальной проницаемости (49мД). Второй и третий типы ПЗП характеризуются примерно равными суммарными толщинами всех классов. Отличие же одного типа от другого отмечается в значениях максимальной проницаемости. Четвертый, пятый и шестой типы ПЗП характеризуются тем, что в каждом из них какой-либо класс коллекторов имеет преобладающую толщину. При этом в ПЗП-4 преобладают НИП-коллекторы, толщины их в среднем составляют 12м (табл.1). В ПЗП-5 доминируют СИП-коллекторы, суммарные толщины которых в среднем 10м. В ПЗП-6 преобладают ВИП-коллекторы, средние суммарные толщины которых здесь достигают 8.8м. Вместе с тем коэффициент максимальной проницаемости для всех трех типов практически равен.

Поскольку каждый из типов призабойных зон имеет свою, отличающую его от других типов характеристику, по геологическим признакам, то по особенностям изменения этих признаков можно выявить и особенности распространения типов призабойных зон по площади.

Для этого была построена карта распространения типов призабойных зон горизонта АВ|_2 месторождения №1 (рис.1).

На рассматриваемой площади наибольшее распространение (46% площади) имеют прнзабойные зоны пласта первого типа. Данный тип имеет сплошное распространение в южной и северо-восточной частях, а также вдоль всех границ залежи, обрамляя ее. Следующими по представительности здесь являются призабойные зоны пластов второго типа (38%), которые распространены

практически по всей площади залежи. Четвертый тип ПЗП на рассматриваемой залежи составляет всего 9% и расположен мозаично. Призабойные зоны пласта 3-го, 5-го и 6-го типов представлены, примерно, в одинаковых долях и разбросаны по всей площади залежи в виде отдельных пятен.

На основе построенных карт суммарных толщин коллекторов трех классов (НИП, СИП и ВИП), вычислялись объемы пород-коллекторов по каждому классу.

Из таблицы 2 видно, что половину нефтснасыщенного объема залежи занимают коллекторы низкой интенсивности промывки, и чуть больше 'А доли залежи отнесено к коллекторам высокой интенсивности промывки. Однако, доля запасов НИП-коллекторов составляет 33 %. Это связано с тем, что коэффициент пористости и нефтенасыщенности в этом классе ниже других. В частности, К„ равен 0,20, а Кн=0,38. Доля нефтенасыщенного объема, занимаемая СИП-коллекторами (22 %), по сравнению с долей запасов практически не изменилась и стала составлять 22 %. Коллекторы высокой интенсивности промывки за счет высоких значений коэффициентов пористости и нефенасыщенности увеличили занимаемую часть с 28 % (доля нефтенасыщенного объема) до 45 % (доля в общих запасах).

Для целей разработки важно оценить неоднородность пласта не только по площади, но и по разрезу. Поэтому необходимо оценить запасы по зонам с различной вертикальной неоднородностью, так как скважины с разными типами призабойных зон пласта по разному реагирует на геолого-технологические мероприятия по регулированию разработки.

Таблица 2

Доли объемов коллекторов с различной интенсивностью промывки

Классы коллекторов Нефтенасыщенный объем, % Средневзвешенное значение коэффициента Доля в общих запасах.%

К„, л ед. К„, д ед.

НИП-коллекторы 50 0,20 0,38 33

СИП-коллекторы 22 0,22 0,49 22

ВИП-коллекторы 28 0.25 0,70 45

По разработанной методике, рассчитывался нефтенасыщенный объем шести типов призабойных зон пласта (табл. 3). Так, наибольший объем (50%) занимает второй тип ПЗП. Первый и четвертый типы имеют примерно равное процентное соотношение 19% и 17%, соответственно. ИЗП-З, ПЗП-4 и ПЗП-5 также имеют равные доли от общего объема (3 и 5%).

Таблица 3

Тип ПЗП Площадь, % Нефтенасыщенный объем,% Средневзвешенное значение коэффициента Доля в общих запасах, %

К„, д.ед. К„ д.ед.

1 46 19 0,18 0,30 12

2 38 50 0,21 0,44 52

3 3 3 0,23 0,46 4

4 9 17 0,22 0,51 18

5 2 5 0,20 0,44 6

6 3 5 0,24 0,53 8

Согласно этому, можно сделать выводы, что по разрезу горизонт АВ|.2 в основном представлен коллекторами второго типа ПЗП, характеризующийся низкими значениями суммарных толщин всех трех классов коллекторов и .средним значением максимальной проницаемости.

Для увеличения нефтеотдачи пласта ABt.2, на рассматриваемом месторождении №1, автор предлагает использовать определенные технологии повышения нефтеотдачи, направленные на увеличение выработки запасов.

В работе, по аналогии с месторождением №1, проводился дифференцированный подсчет запасов пласта БС8' Средне-Итурского месторождения. Согласно этому вычислялся объем пород-коллекторов, коэффициенты пористости и нефтенасыщенности, и запасы, по каждому классу (табл.4).

Из таблицы видно, что наибольшую долю запасов составляют запасы коллекторов высокой интенсивности промывки (64%). Запасы коллекторов средней интенсивности промывки 30 % и низкой интенсивности промывки

составляют всего лишь 6%. Необходимо отметить, что процентное соотношение между долями нефтенасыщенного объема и долями в общих запасах практически не изменились. На Средне-Итурском месторождении коэффициенты пористости и нефтенасыщенности не привели к разительному изменению объемов, и следовательно, к изменению в процентном соотношении, как это произошло на месторождении №1 (табл.2).

Таблица 4

Классы коллекторов Нефтенасы-иценный объем, % Средневзвешенное значение коэффициента Доля в общих запасах, %

К., д.ед. К„, д.ед.

НИП-коллекторы 9 0,16 0,45 6

СИП-коллекторы 31 0,20 0,56 30

ВИП-коллекторы 60 0,21 0,58 64

Исходя из проведенных расчетов, на рассматриваемых месторожениях автор рекомендует применять соответствующие гидродинамические или физико-химические методы воздействия на пласт, чтобы ввести в работу коллекторы низкой интенсивности промывки. А именно, для НИП-коллекторов проводить интенсификацию пласта, гидроразрыв пласта, бурение боковых стволов с целью увеличения зоны дренирования, а также проводить соляно-кислотные обработки (СКО) Для СИП-коллекторов целесообразно проводить селективную изоляцию промытых интервалов в добывающих скважинах, а также больше объемные закачки вязкоупругих систем через нагнетательные скважины. Кроме того, на участках ВИП-коллекторов необходима борьба с водопритоками в добывающие и нагнетательных скважинах.

Для увеличения нефтеотдачи горизонта АВ|.2 месторождения №1по разрезу (типам ПЗП), в работе также приведены рекомендации применение следующих методов: - для ПЗП-1 и ПЗП-2 целесообразно проводить соляно-кислотные обработки (СКО), глинокислотные обработки (ГКО). Методы интенсификации пласта наиболее эффективны для ПЗП-1; - для ПЗП-З - соляно-кислотные обработки (СКО), глинокислотные обработки (ГКО); - для ПЗП-4 проводить методы увеличения нефтеотдачи и закачивать в нагнетательные скважины полимерно-дисперсионные системы (ПДС); - для ПЗП-5 проводить закачку волокнисто-дисперсионных систем (ВДС), акустическое воздействие (АВ); - для ПЗП-5 и ПЗП-6 проводить закачку волокнисто-дисперсионных систем (ВДС).

Заключение

В работе получены следующие результаты:

1. Проведенный анализ погрешностей подсчета запасов при картировании геологических параметров в компьютерных технологиях позволил установить, что при одном и том же способе построения эффективных нефтенасыщенных толщин вычисленные объемы нефтенасыщенных пород, для разных размеров шага сетки, могут различаться от 5 до 20%.

При уменьшении плотности сетки скважин погрешности вычисленых объемов изменяются в диапазоне от минус 20% до плюс 30%.

2. Разработана методика построения карт подсчетных параметров на основе метода крайгинга, параметры полувариограммы, которой оцениваются по отдельным участкам залежи, выделенным на основе анализа электрофаций.

3. Усовершенствована методика типизации призабойных зон пласта, путем введения нового граничного значения для коллекторов с низкой интенсивностью промывки и предложено выделять не 5 , а 6 типов ПЗП.

4. Разработана методика дифференцированного подсчета запасов согласно которой запасы считаются для отдельных классов коллекторов выделенных по их отдающей способности или по участкам с различным типом призабойных зон.

5. Разработанный подход к оценке запасов использован для ряда месторождений, по одному из которых результаты готовятся к отправке на апробацию в ГКЗ.

Список работ, опубликованных по теме диссертации:

1. О точности вычисления нефтенасыщенных объемов залежей по разным моделям // Проблемы развития нефтяной промышленности/ Материалы отраслевой научно-практической конференции молодых ученых и специалистов. - Тюмень, 2003. - С. 202-207.

* 2. Оценка влияния параметров цифровых моделей на точность подсчета запасов нефтенасыщенных объемов залежей // «Проблемы геологии и освоения недр»: Материалы VII Международного симпозиума студентов, аспирантов и молодых ученых имени академика М.А.Усова. - Томск, 2003. С.66 - 71.

3. Анализ погрешностей карт геологических параметров в компьютерных технологиях их построения // Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна. - (Материалы третей всероссийской научно-практической конференции, проходившей в г.Тюмени 25-27 февраля 2004 года). -Тюмень, 2004. - ч.2. - С. 301-304.

4. Анализ погрешностей цифровых моделей при картировании

эффективных нефтенасыиценных толщин пластов // Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири: Сборник тезисов докладов XIII науч.-практич. конф. молодых ученых и специалистов ТюменНИИгипрогаза. - Тюмень,

2004.-С.11-13.

5. Вычислительный эксперимент по анализу влияния точности оценок полувариограмм на качество построения карт в крайгинге // «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна»: Материалы научно-практической конференции, ч. 1. - Тюмень: Издательство «Вектор Бук», 2004. - С. 235-238. // Соавторы: Дорошенко A.A., Василевская М.А..

6. Вычислительный эксперимент по оценке качества моделей геологических параметров. Математическое и информационное моделирование: сборник научных трудов. Вып. 6. Тюмень: Издательство «Вектор Бук», 2004. — С. 40-54. // Соавтор: Дорошенко A.A.

7. Анализ влияния фильтрационных свойств коллекторов на характер отдачи Северо-Покурского месторождения по данным промыслово-геофизических исследований скважин // Проблемы и перспективы освоения природно-ресурсного потенциала Западной Сибири/ Тезисы IV научной сессии студенческой академии наук ТюмГНГУ. - Тюмень, 2005. -С. 14-21.// Соавторы: В.П. Балин, A.B. Ершов.

8. Особенности оценки полувариограмм при картировании анизотропных полей геологических признаков // Успехи современного естествознания. — 2005. - №1.- С.35-36.

9. Федорова Ж.С. Особенности оценки полувариограмм при картировании анизотропных полей геологических признаков // Современные наукоемкие технологии. - (Материалы научной конференции с международные участием, проходившей 12-19 июня 2005г.) - r.Sousse (Тунис), 2005. - №5.- С.61-62.

10. Оценка влияния изученности месторождения на точность подсчета запасов нефти в компьютерных технологиях // Информационные системы и технологии в геологии и нефтегазодобыче: Сборник трудов международного научно-технического семинара, посвященного 50-летию открытия Западносибирской нефтегазоносной провинции. - Тюмень: Издательство «Вектор Бук»,

2005. - С.163-165. // Соавтор: Дорошенко A.A.

11. Фациалыю-статистический подход к построению карт эффективных толщин пласта // Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Тюменской области. - (Материалы научно-практической конференции, проходившей в г.Тюмени 21-22 сентября 2005года). - Тюмень,

2005.-т.!.-С. 219-229.

Подписано к печати Заказ №

Формат 60*84 1/16 Отпечатано на RISO GR 3750

Бум. писч. №1 Уч.-изд. л. / Усл. печ. л. ( Тираж 100 экз

Издательство «Нефтегазовый университет» Государственное образовательное учреждение высшего образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» 625000, Тюмень, ул. Володарского, 38 Отдел оперативной полиграфии издательства «Нефтегазовый университет» 625039, Тюмень, ул. Киевская, 52

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Федорова, Жанна Сергеевна

ВВЕДЕНИЕ.

1. КРАТКАЯ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ИЗУЧАЕМЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

1.1. Характеристика Умсейского месторождения.

1.2. Характеристика Средне-Итурского месторождения.

1.3. Характеристика Месторождения № 1.

2. СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ.

2.1. Объемный метод подсчета запасов.

2.1.1. Сущность объемного метода.

2.1.2. Способы определения средних значений параметров объемного метода.

2.1.3. Подсчет геологических запасов нефти и свободного газа на разных стадиях изучения залежи.

2.1.4. Особенности подсчета запасов нефти и свободного газа в сложнопостроенных коллекторах.

2.2. Методы дифференциации запасов.

2.2.1. Цели и методы дифференциации запасов.

3. МЕТОДИКА И РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ВЫБОРУ ПАРАМЕТРОВ МАТЕМАТИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ ПРИ ПОДСЧЕТЕ ЗАПАСОВ.

3.1. Методы моделирования полей геологических параметров при подсчете запасов в компьютерных технологиях.

3.1.1. Алгоритмы моделирования полей геологических параметров.

3.1.2. Программные продукты картопостроения.

3.2. Анализ погрешностей подсчета запасов при картировании геологических параметров.

3.2.1. Степень влияния шага сетки на точность подсчета запасов.

3.2.2. Степень влияния плотности сетки скважин на точность подсчета запасов.

3.3. Анализ особенностей параметров полувариограмм.

4. УЧЕТ ФАЦИАЛЬНЫХ ОСОБЕННОСТЕЙ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ ПРИ ПОСТРОЕНИИ КАРТ ПОДСЧЕТНЫХ ПАРАМЕТРОВ.

Ф 4.1. Методика построения карт в изолиниях с учетом фациальных особенностей пластов.

4.2. Методы восстановления древних обстановок осадконакопления.

4.3. Электрометрические модели песчаных тел.

4.3.1. Диагностика фаций континентальных обстановок осадконакопления

4.3.2. Диагностика фаций морских обстановок осадконакопления

4.3.3. Диагностика фаций дельтовых обстановок осадконакопления

4.4. Влияние тектонических факторов на формирование пластов.

4.4.1. Палеотектонический анализ отложений изучаемого месторождения

4.5. Фациальная интерпретация данных ГИС для продуктивных пластов

4.5.1. Фации пласта АВ22.

4.5.2. Фации пласта АВ2'.

4.5.3. Фации пласта АВ!3.

4.5.4. Сопоставление моделей электрофаций с керновым материалом.

4.6. Построение карт подсчетных параметров с учетом фациальных особенностей пород-коллекторов.

5. МЕТОДИКА ДИФФЕРЕНЦИРОВАННОГО ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ С УЧЕТОМ ОТДАЮЩЕЙ СПОСОБНОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ.

5.1. Влияние геолого-физических параметров на разработку месторождений

5.2. Дискретно-непрерывные модели геологических параметров.

5.2.1. Понятие о дискретных моделях.

5.2.2. Методика построения карты типов ПЗП.

5.3. Классификация коллекторов по их отдающей способности.

5.4. Анализ отдающей способности коллекторов месторождения №

5.4.1. Характеристика технического состояния фонда добывающих и нагнетательных скважин.

5.4.2. Анализ работы пластов в добывающих скважинах по данным ПГИ . 165 * 5.4.3. Анализ работы пластов в нагнетательных скважинах по данным ПГИ.

5.5. Методика дифференцированного подсчета запасов по типам ПЗП

5.5.1. Дифференцированная оценка объемов по типам ПЗП.

5.5.2. Закономерности распределения коллекторов с различной отдающей

Д способностью месторождения №1.

5.5.3. Типизация ПЗП месторождения №1.

5.5.4. Закономерности распределения коллекторов с различной отдающей способностью Средне-Итурского месторождения.

5.6. Дифференцированный подсчет запасов по классам коллекторов и типам ПЗП.

5.6.1. Дифференцированный подсчет запасов месторождения №1.

5.6.2. Дифференцированный подсчет запасов Средне-Итурского месторождения.

5.7. Рекомендации по совершенствованию системы разработки с целью повышения эффективности выработки запасов.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Методы дифференцированного подсчета запасов на основе дискретно-непрерывных моделей нефтяных залежей"

Актуальность защищаемой работы. В состоянии сырьевой базы нефтедобывающих предприятий России, произошли значительные качественные и количественные изменения структуры запасов нефти. В связи с высокой степенью выработки крупных и высокопродуктивных месторождений, на балансе предприятий резко увеличилась доля трудноизвлекаемых запасов. Вовлечение их в разработку является весьма актуальной задачей. Однако, применяемые для этого технологии добычи нефти требуют существенных финансовых и ресурсных затрат, а значит являются рентабельными лишь при наличии достаточных объёмов этих запасов.

В настоящее время российскими и зарубежными геологами ведется большая работа по совершенствованию методики подсчета запасов, как важнейшего этапа геологоразведочных работ и подготовку нефтяных и газовых месторождений к разработке.

Интенсивное внедрение компьютерных технологий в практику построения моделей геологических объектов при подсчете запасов, проектировании и анализе разработки нефтяных месторождений привело к тому, что на российском рынке появилось свыше десяти зарубежных и столько же, если не больше, отечественных пакетов геомоделирования. Большой вклад в развитие компьютерных технологий моделирования полей геологических параметров внесли такие ученые, как В.И. Азаматов, В.А. Бадьянов, A.M. Волков, Л.Ф. Дементьев, М.А. Жданов, А.Н. Кирсанов, А.Г. Плавник, А.Н. Сидоров, Ю.В. Шурубор и др. Исследования в области построения цифровых моделей геологических параметров показывают, что получаемые результаты зависят от параметров, применяемых математических моделей. В связи с этим, возникает необходимость в проведении дополнительного изучения оценки качества построенных моделей.

Цель работы. Разработка методики повышения точности подсчета запасов на основе их дифференциации по отдающей способности коллекторов.

Основные задачи исследований:

1. Провести анализ погрешностей подсчета запасов при картировании геологических параметров в компьютерных технологиях

2. Разработать методику построения карт подсчетных параметров с учетом фациальных особенностей пород-коллекторов

3. Уточнить методику типизации призабойных зон скважин с учетом интенсивности работы коллекторов

4. Разработать методику дифференцированного подсчета запасов по участкам с различной эффективностью выработки запасов

Научная новизна:

1. Разработана методика дифференцированного подсчета запасов нефти с учетом отдающей способности прослоев коллекторов.

2. Разработана методика комбинированного применения электрофациалыюго анализа и статистических алгоритмов моделирования полей геологических параметров, повышающая качество построения карт в компьютерных технологиях.

3. Выявлены закономерности распространения коллекторов с различной отдающей способностью на нефтяных залежах

Практическая ценность работы:

1. Разработанная методика повышает точность подсчета запасов с дифференциацией их по отражающей способности коллекторов, что позволит повысить эффективность выработки запасов.

2. Разработанный подход к оценке запасов использован при подсчете запасов на других месторождениях.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы были многократно доложены на конференциях студентов и молодых ученых: на VII Международном симпозиуме студентов, аспирантов и молодых ученых имени академика М.А.Усова «Проблемы геологии и освоения недр», Томск, 2003г.; на отраслевой научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы развития нефтяной промышленности», Тюмень, 2003г.; на третей всероссийской научно-практической конференции, проходившей в г.Тюмени 25-27 февраля 2004 года; на XIII научно-практической конференции молодых ученых и специалистов Тюмен-НИИгипрогаза «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири», Тюмень, 2004г.; на научно-практической конференции «Геология и нефтегазонос-ность Западно-Сибирского мегабассейна», Тюмень, 2004г.; на IV научной сессии студенческой академии наук ТюмГНГУ «Проблемы и перспективы освоения природно-ресурсного потенциала Западной Сибири», Тюмень, 2005г.; на научной конференции с международным участием «Рациональное использование природных биологических ресурсов», проходившей 12-19 июня 2005г. в r.Sousse (Тунис); на международном научно-техническом семинаре, посвященного 50-летию открытия Западно-сибирской нефтегазоносной провинции «Информационные системы и технологии в геологии и нефтегазодобыче», Тюмень, 2005г.; на научно-практической конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Тюменской области», проходившей в г.Тюмени 21-22 сентября 2005г., а также статьи в журналах «Успехи современного естествознания» №1, 2005г., «Современные наукоемкие технологии» №5,2005г.

Структура и объем работы. Работа состоит из введения, пяти глав, заключения и списка литературы. Содержание работы изложено на 208 страницах, включая 80 рисунков и 21 таблицу. Список литературы насчитывает 118 наименований.

Диссертация выполнена под руководством доктора геолого-минералогических наук, профессора А.А. Дорошенко, которому автор искренне признателен за поддержку, научные консультации и помощь при выполнении работы.

Автор благодарит первого заместителя генерального директора, директора по моделированию ОАО «СибНАЦ» И.А. Плесовских, начальника департамента геологического моделирования Н.А. Михайлову за понимание и поддержку.

Автор глубоко признателен сотрудникам отдела обслуживания вычислительной техники и периферийного оборудования за помощь в оформлении работы и техническую поддержку.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Федорова, Жанна Сергеевна

Выводы:

1. На месторождениях Западной Сибири отмечается закономерная связь нормированной проницаемости с характером отдачи прослоев при совместном вскры-* тии высоко и низко проницаемых коллекторов. Выявлена закономерность, состоящая в том, что прослои, для которых нормированная проницаемость КО < 0,2, практически не работают совместно с высокопроницаемыми разностями.

2. По значениям нормированной проницаемости можно выделить три класса коллекторов, характеризующихся различной интенсивностью промывки - высокой, средней и низкой. В нефтяных и нагнетательных скважинах градации нормированной проницаемости для прослоев с низкой интенсивностью промывки существенно различаются [9,20,37,38].

5.4. Анализ отдающей способности коллекторов месторождения №1

Для контроля за процессами разработки широко используют промыслово-геофизические исследования (ПГИ). На месторождении №1, например, в период с 2000 года по первое полугодие 2004 года было проведено 330 промыслово-геофизических исследований на 209 скважинах.

За последние 4,5 года исследованиями охвачено весьма ограниченное количество скважин. Так, например, на профиль притока в добывающих скважинах и определение текущего насыщения коллекторов исследовано менее 10% скважин. В связи с этим, важной задачей является обобщение результатов ПГИ и увязка их с фильтраци-онно-емкостными свойствами коллектора.

При рассмотрении особенностей работы прослоев в добывающих скважинах отмечено, что в перфорированной части пластов не все интервалы пласта отдают нефть в добывающие скважины. Для выявления закономерности подключения перфорированных прослоев в работу был проведен анализ взаимосвязи фильтрационных свойств коллекторов с интенсивностью их работы [95].

5.4.1. Характеристика технического состояния фонда добывающих и нагнетательных скважин

В данной работе был рассмотрен один из основных объектов месторождения №1 горизонт ABi.2. На объекте ABi2 зафиксировано наибольшее количество перетоков (16) на добывающих скважинах (таблица 5.3), причем все перетоки отмечаются из нижних неперфорированных прослоев (рис. 5.1-5.6). Так, например, в скважине 1807 (рис. 5.2) пластовые воды отделяются от нефтенасыщенной части пласта незначительной глинистой перемычкой, толщиной 0,6 м в интервале глубин 1948,4-1949 м. Очевидно, что такая перемычка не может служить надежным флюидоупором, и поэтому, пластовые воды могли поступать в интервалы перфорации через мощную толщу коллекторов в интервале глубин 1945-1948,4 м. В скважине 606Р (рис. 5.5) посту-^ пление воды отмечается по заколонному пространству из нижележащих водоносных пластов, отделенных от интервала перфорации непроницаемой перемычкой мощностью 3 м. В скважине 1879 (рис. 5.3) перфорацией захвачены водоносные прослои пласта ABi3 в интервале глубин 1898.2-1901 м. Вполне вероятно, что другим источником поступления воды в скважину является заколонный переток пластовых вод из водоносного пласта АВ2'.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В работе получены следующие результаты:

1. Проведенный анализ погрешностей подсчета запасов при картировании геологических параметров в компьютерных технологиях позволил установить, что при одном и том же способе построения эффективных нефтенасыщенных толщин вычисленные объемы нефтенасыщенных пород, для разных размеров шага сетки, могут различаться от 5 до 20%.

При уменьшении плотности сетки скважин погрешности вычисленных объемов изменяются в диапазоне от минус 20% до плюс 30%.

2. Разработана методика построения карт подсчетных параметров на основе метода крайгинга, параметры полувариограммы, которой оцениваются по отдельным участкам залежи, выделенным на основе анализа электрофаций.

3. Усовершенствована методика типизации призабойных зон пласта, путем введения нового граничного значения для коллекторов с низкой интенсивностью промывки и предложено выделять не 5 , а 6 типов ПЗП.

4. Разработана методика дифференцированного подсчета запасов согласно которой запасы считаются для отдельных классов коллекторов выделенных по их отдающей способности или по участкам с различным типом призабойных зон.

5. Разработанный подход к оценке запасов использован для ряда месторождений, по одному из которых результаты готовятся к отправке на апробацию в ГКЗ.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Федорова, Жанна Сергеевна, Тюмень

1. Азаматов В.И., Гусев В.М. Методическое руководство по дифференциации пород на коллекторы различной продуктивности по промысловым и геофизическим данным.- Пермь, ПермНИПИнефть, 1975. 216с.

2. Азаматов В.И., Спасибко В.Д., Савич А.И. Вопросы обеспечения рациональной разработки на основе дифференцированной оценки запасов нефти. М.: ВНИИОЭНГ, 1987.-40с.

3. Айвазян С.А., Бежаева З.И., Староверов О.В. Классификация многомерных наблюдений. М.: Статистика, 1974. 240с.

4. Аликперов В.Ю. Сырьевая база нефтяной компании: состояние и перспективы // Горный вестник. 1997. - №3.- С.8-11.

5. Аронов В.И. Методы построения геолого-геофизических карт и геометризации залежей нефти и газа на ЭВМ. М.: Недра, 1990. - 300с.

6. Асташкин Д.А. Влияние структурно-текстурных особенностей строения пород на фильтрационно-емкостные и петрофизические свойства // Геология нефти и газа. 2004. - №1. - С. 14-22.

7. Афифи А., Эйзен С. Статистический анализ. Подход с использованием ЭВМ. М.: Мир, 1982.-488с.

8. Бадьянов В.А. Методы компьютерного моделирования нефтяных месторождений в задачах нефтепромысловой геологии // Автореферат доктор, диссертации. Тюмень, 1998. - 24с.

9. Белоусов В.В. Геотектоника. М.: Изд. Московского Университета, 1986г. -335с.

10. Бойко B.C. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений.- М.: Недра, 1990.-426с.

11. Борисенко З.Г. Методика геометризации резервуаров и залежей нефти и газа.-М.: Недра. -1980. -206с.

12. Будянский Ю.А. Геологическая интерпретация комплексных геофизических данных. М.: Недра, 1992. - 488с.

13. Василенко В.А. Сплайн-функция: теория, алгоритмы, программы. Новосибирск: Наука, 1983. - 214с.

14. Васильев В.Б. Управление процессом разведки нефтяных и газовых месторождений. М.: Недра. - 1980. - 175с.

15. П.Вершинин Ю.Н., Земцев Ю.В., Лепнев Э.Н. Некоторые аспекты изоляции водопритоков в Главтюменнефтегазе // Научно-технический прогресс в бурении нефтяных скважин в Западной Сибири / Тр. СибНИИНП. 1987. - с. 71-78.

16. Волков A.M. Геологическое картирование нефтегазоносных территорий с помощью ЭВМ. М.: Недра, 1988. - 221с.

17. Воронин Ю.А. Теория классифицирования и ее приложения. Новосибирск: Наука, 1985.-261с.

18. Геолого-промысловые методы изучения нефтяных залежей с трудноизвле-каемыми запасами / Барков C.JL, Белкина В.А., Дорошенко А.А., Каналин В.Г. и др. Тюмень: Вектор Бук, 1999. - 212с.

19. Геолого-промысловые основы дифференциации запасов нефти в низкопродуктивных залежах /Барков C.JL, Белкина В.А., Дорошенко А.А и др. Тюмень: Вектор Бук, 1998. - 48с.

20. Геологический словарь, том 1. М.: Недра, 1975. - 435с.

21. Геология нефти и газа Западной Сибири / Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К. и др. М.: Недра, 1975. - 640с.

22. Геоморфология зон перехода от континентов к океанам // Тихоокеан.ин-т географии (Сб. науч. тр.). М.: Наука, 1992. - 239с.

23. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного пласта. Гостоптехиздат, 1963. - 274с.

24. Гришин Ф.А. Оценка разведанных запасов нефти и газа. М.: Недра, 1969. -248с.

25. Гришин Ф.А. Промышленная оценка месторождений нефти и газа. М.: Недра, 1985.-277с.

26. Гутман И.С. Методы подсчета запасов нефти и газа. М.: Недра, 1985. -223с.

27. Девис Дж.С. Статистический анализ данных в геологии, Кн.1,2 М.: Недра, 1990.-427с.

28. Дементьев Л.Ф., Жданов М.А., Кирсанов А.Н. Применение математической статистики в нефтегазопромысловой геологии. М.: недра, 1988. - 255с.

29. Дементьев Л.Ф. Математические методы и ЭВМ в нефтегазовой промышленности. М.: Недра, 1983. - 189с.

30. Денк С.О. К вопросу о строении и рациональной разработке сложных продуктивных объектов // Геология нефти и газа. 2001. - №4. - С.59-64

31. Дифференциация запасов нефти в неоднородных коллекторах / Жданов М.А., Азаматов В.И., Гудков Е.П. и др. М.: Недра, 1982. - 176с.

32. Долотов Ю.С. Динамические обстановки прибрежно-морского рельефооб-разования и осадконакопления. М.: Наука, 1989. - 269с.

33. Долотов Ю.С., Жаромскис Р.Б., Кирлис В.И. Дифференциация осадочного материала и слоистость прибрежных отложений. М.: Наука, 1982. - 184с.

34. Дорошенко А.А., Белкина В.А. Построение прогнозных карт эффективности методов увеличения нефтеотдачи на основе типизации призабойных зон// Актуальные вопросы геологии и географии Сибири (Материалы науч. кон-фер.) Томск, 1998. - т.2 - стр. 60 - 62.

35. Дорошенко А.А. Методы геолого-промыслового изучения нефтяных залежей на основе дискретно-непрерывных моделей. Тюмень: Издательство «Вектор Бук», 1999. -88с.

36. Дорошенко А.А., Федорова Ж.С. Вычислительный эксперимент по оценке качества моделей геологических параметров. Математическое и информационное моделирование: сборник научных трудов. Вып. 6. Тюмень: Издательство «Вектор Бук», 2004. С. 40-54.

37. Егурцов Н.Н. О методах распределения добычи нефти между пластами при их совместной эксплуатации //Тр. ВНИИнефти. М. - 1983. - Вып. 83. - С. 86-88.

38. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин / Справочник / Под ред. Добрынина В.М. М.: Недра, 1988. -289с.

39. Ионин А.С., Медведев B.C., Павлидис Ю.А. Шельф: рельеф, осадки и их формирование. М.: Мысль, 1987. - 206с.

40. Каналин В.Г. Интерпретация геолого-промысловой информации при разработке нефтяных месторождений. М.: Недра, 1984. - 185с.

41. Карагодин Ю.Н. Региональная стратиграфия. М.: Недра, 1985. - 179с.

42. Карагодин Ю.Н. Ритмичность осадконакопления и нефтеносность. М.: Недра, 1980. - 242с.

43. Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. М. - 1983.

44. Константинова А.И., Дорошенко А.А. Анализ влияния потенциальной продуктивности пласта ЮС2 на технологические показатели разработки // Новые технологии нефтегазовому региону /Тезисы докладов. - Тюмень, ТюмГНГУ, 1998. - С. 59-60.

45. Крашенинников Г.Ф. Учения о фациях / Учеб. пособие. М.: Высшая школа, 1971.-367с.

46. Кутырев Е.Ф. Сафин С.Г. О некоторых проблемах оценки состояния приза-бойной зоны пласта в условиях недонасыщенных нефтью коллектора месторождений Западной Сибири // Геология, геофизика и разработка.-1995. №7

47. Леонтьев O.K., Рычагов Г.И. Общая геоморфология / Учеб. для студ.геогр.спец. вузов. 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Высш.шк., 1988. -319с.

48. Логвиненко Н.В. Петрография осадочных пород. М., Высшая школа, 1974. -400с.

49. Лухминский Б.Е., Сержантов Р.Б. Уточнение определения запасов нефти и газа // Journal of Petroleum Technology. 1997. - № 11. - С. 527-528.

50. Маркевич В.П. История геологического развития и нефтегазоносность Западно-Сибирской низменности. М.: Недра, 1966. - 247с.

51. Марковский Н.И. Палеогеографический прогноз нефтегазоносности. М.: недра.-1981.-224с.

52. Мелик-Пашаев B.C. Геология, разведка и разработка нефтяных месторождений. М.: Недра. - 1979. - 183с.

53. Менщикова М.В., Дорошенко А.А. Анализ эффективности дострелов пласта БС10 Федоровского месторождения // Новые технологии нефтегазовому региону /Тезисы докладов. - Тюмень, ТюмГНГУ, 1998. - С. 60-62.

54. Методические рекомендации по подсчету запасов нефти и газа объемным методом / Под ред. Петерсилье В.И., Пороскуна В.И., Яценко Г.Г. Москва - Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003. - 261с.

55. Муромцев B.C. Электрометрическая геология песчаных тел литологиче-ских ловушек нефти и газа. - Л.: Недра, 1984. - 260с.

56. Наливкин ДБ. Учение о фациях. Т. I, II. M.-JI. Изд-во АН СССР, 1956. -536с., 393с.

57. Наумов A.JL, Хафизов Ф.З. Новый тип литологических ловушек в неоком-ских отложениях Западной Сибири // Геология нефти и газа. 1986. - №6. -С.31-35.

58. Нестеров И.И., Васильев В.Б. Теория и практика нефтегазоразведочных работ / Учеб. пособие для вузов. М.: Недра, 1993. - 330с.

59. Нестеров И.И., Шпильман В.И. Теория нефтегазонакопления. М.: Недра. -1987.-316с.

60. Оллиер К. Тектоника и рельеф. М.: Недра, 1984. - 460с.

61. Оценка промышленных запасов нефти, газа и газоконденсата / Дементьев Л.Ф., Шурубор Ю.В., Азаматов В.И. и др. М.: Недра, 1981. - 380с.

62. Пеггиджон Ф., Поттер П., Сивер Р. Пески и песчаники. М.: Мир. - 1976. -534с.

63. Плавник А.Г. Алгоритмизация геоинформационных технологий в задачах, связанных с картопостроением // Автореферат кандидат.диссертации. 2004. -23с.

64. Правила разработки нефтяных и газовых месторождений. М.: ВНИИ, 1987. -41с.

65. Проблемы оценки промышленных запасов нефти и газа в России / Немченко

66. H.Н., Зыкин М.Я., Пороскун В.И., Гутман И.С. // Геология нефти и газа. -1998.- №4. С.4-9.

67. РедингХ.Г. и др. Обстановки осадконакопления и фации. М.: Мир, 1990. Т.1.2-736 с.

68. Розин Б.Б. Теория распознавания образом в экономических исследованиях. -М.: Статистика, 1973. 224с.

69. Салманов Ф.К. Ускорение поиска. М.: Недра. - 1985с. - 63с.

70. Сафин Д.К., Мандрик И.Э. На мировом рынке со своим аршином не ходят / Нефть России, 2001. -№10-11. С. 130-132.

71. Семин Е.И., Казаков В.А., Андреев В.Л. Особенности выработки запасов нефти из коллекторов с пониженной проницаемостью // Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений (Сб.науч.трудов).-М., ВНИИ, 1993.-С.27-34.

72. Сергеева Ж.И. Литология и литолого-фациальный анализ. Тюмень, Тю-мИИ, 1982.-118с.

73. Современные методы увеличения нефтеотдачи пластов /Сб. науч. тр. под ред. М.Т.Абасова, А.А.Боксермана, Ю.П.Желтова и др. М.: Наука, 1992. -136 с.

74. Соколов А., Межецкий В. и др. ИСТ и программные комплексы компании Schlumberger // Международный научно-технический семинар «Информационные системы и технологии в геологии и нефтедобычи» (Сборник трудов). -Тюмень: Вектор Бук, 2003. С.25-57.

75. Справочник по литологии / под. Ред. Н.Б. Вассоевича, В.Л. Либровича, Н.В. Логвиненко, В.И. Марченко. М.: Недра, 1983. - 509с.

76. Спутник нефтегазопромыслового геолога: Справочник / Под ред. И.П. Чо-ловского. М.: Недра. - 1989. - 376с.

77. Теория и практика разведки месторождений нефти и газа / Нестеров И.И., Васильев В.Б., Волков A.M. и др. М.: Недра, 1985.- 233с.

78. Тихонов А.Н., Арсенин В .Я. Методы решения неконкретных задач. М.: Наука, 1986.-286с.

79. Топалова Т.Э Построение математических моделей залежей нефти в сред-неюрских отложениях Талинского месторождения в связи с доразведкой и подсчетом запасов / Автореферат кандидат.диссертации. Тюмень, 1996. -24с.

80. Тренин Ю.А. Некоторые особенности оценки промышленных запасов нефти (на примере месторождений Среднего Приобья ХМАО) // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО / Тезисы VI научно-практической конференции. 2002. - С.298-305.

81. Тренин Ю.А. Палеореконструкции в подсчете запасов углеводородов Среднего Приобья. // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Ханты-Мансийск. - 1998. - С. 90-93.

82. Тренин Ю.А., Сидоров А.Н. Реализация методики графического сложения объемов нефтенасыщенных пород при подсчете запасов и проектированиитехнологических схем (на примере Новоаганского месторождения) // Вестник недропользователя. 2002. - №11. - С. 50-53.

83. Ту Дж., Гонсалес Р. Принципы распознавания образов. М.: Мир, 1978. -411с.

84. Туренко С.К. Информационные системы и технологии в геологии и нефтедобычи. К анализу проблемы // Международный научно-технический семинар «Информационные системы и технологии в геологии и нефтедобычи» (Сборник трудов). Тюмень: Вектор Бук, 2003. С.6-17.

85. Урбах В.Ю. Математическая статистика для биологов и медиков. М.: Мир, 1978.-411с.

86. Фациально-палеогеоморфологические условия формирования песчаных тел клиноформ-циклитов Приобской зоны нефтенакопления / Карагодин Ю.Н., Ершов С.В., Конышев А.И., Разяпов Р.К. // Геология нефти и газа. 1995. -№5.-С.11-16.

87. Федорова Ж.С. Особенности оценки полувариограмм при картировании анизотропных полей геологических признаков // Успехи современного естествознания. 2005. - №1.-С.35-36.

88. Федорова Ж.С. О точности вычисления нефтенасыщенных объемов залежей по разным моделям // Проблемы развития нефтяной промышленности/ Материалы отраслевой научно-практической конференции молодых ученых и специалистов. Тюмень, 2003. - С. 202-207.

89. Хаин В.Е., Михайлов А.Е. Общая геотектоника / Учеб. пособие для вузов. М.: Недра, 1985. - 326с.

90. Хаин В.Е. Общая геотектоника. М.: Недра, 1973. - 512с.

91. Халтгрин Т., Андерсен О. Новые методы интерполяции поверхностей для геологического моделирования // Нефтяное хозяйство. 2004. - №10. -С.20-25.

92. Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. М.: Недра, 1969.-366с.

93. Хафизов Ф.З. О геометрии границ распространения коллекторов // Геология нефти и газа. 1984. - №5. - С. 30-34.

94. Хэллэм Э. Интерпретация фаций и стратиграфическая последовательность. М.: Мир, 1983. - 328с.

95. Чоловский И.П., Иванова М.М., Гутман, И.С., Вагин С.Б, Брагин Ю.И. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология залежей углеводородов. -М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002-456с.

96. Шанцер Е.В. Очерки учения о генетических типах континентальных образований. М., «Наука», 1966. - 240с.

97. Щепеткин Ю.В. Физико-химические процессы пластовых систем в связи с оценкой ресурсной базы // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Ханты-Мансийск. - 1998. - С. 227-235.

98. Шпильман В.И. Количественный прогноз нефтегазоносности. М.: Недра, 1982.-315с.

99. Шпирельман А.И. О характере фильтрационного течения в сильно неоднородной пористой среде // Повышение эффективности разработки труд-ноизвлекаемых запасов нефти: Сб. науч. тр. М.: ВНИИ, 1988. - вып. 103. -С. 131-139.

100. Экспериментальные исследования возможности выработки остаточных целиков нефти, приуроченных к слабопроиицаемым линзам / Кибаленко И.А, Кисленко Б.Е., Ступаченко В.Е. // Вопросы разработки нефтяных и газовых залежей/ Тр.ВНИИ, вып.107. М.-.ВНИИ, 1991.