Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка метода экспресс-оценки начальных геологических запасов нефти

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Разработка метода экспресс-оценки начальных геологических запасов нефти"

На правах рукописи

УДК 553.98.048

КОТЕЛЬНИКОВА ЕЛЕНА МИХАЙЛОВНА

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

Специальность:

25.00.12 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений 25.00.01 - Общая и региональная геология

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

- 1 НОЯ 2012

МОСКВА-2012

005054300

Работа выполнена на кафедре месторождений полезных ископаемых и их разведки им. В.М. Крейтера Российского университета дружбы народов (РУДН)

Научный доктор технических наук, профессор

руководитель: Денисов Сергей Борисович

Официальные Тевелев Александр Вениаминович,

оппоненты: доктор геолого-минералогических наук, ведущий

научный сотрудник кафедры региональной геологии и истории Земли, геологический факультет МГУ им. В.М. Ломоносова

Сейфуль-Мулюков Рустем Бадриевич

доктор геолого-минералогических наук зав. лаб. института проблем информатики РАН

Ведущая организация:

Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина (РГУ Нефти и Газа), г. Москва

Защита диссертации состоится «і» ноября 2012 г. в 16:00 часов в ауд. 440 (5-й этаж) на заседании Диссертационного совета Д-212.203.25 при Российском университете дружбы народов по адресу: Москва, ул. Орджоникидзе, д. 3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РУДН по адресу: 117198, Москва, ул. Миклухо-Маклая, д. 6.

Автореферат разослан «28» сентября 2012 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат геолого-минералогических наук

Е.В. Карелина

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

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

В настоящее время наиболее популярны два способа подсчета запасов:

1. объемно-дифференцированный метод (построение и перемножение цифровых подсчетных параметров в виде карт 20).

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

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

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

1. Анализ факторов, определяющих удельные запасы нефти1

2. Исследование зависимости удельных запасов от составляющих формулы подсчета запасов

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

4. Разработка методики экспресс-оценки запасов при региональных исследованиях нефтеперспективных районов

5. Оценка достоверности предлагаемой методики подсчета запасов нефти

1 Удельные запасы нефти - это запасы, приходящиеся на единицу площади в районе

каждой скважины (в нашем случае на 25 га = 500x500м)

3

Научная новизна:

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

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

3. Разработана методика оперативной оценки запасов при региональных исследованиях на основе нового информационного параметра (tga -угловой коэффициент) и региональных литофациальных карт.

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

Практическая ценность работы: Методика оперативной оценки запасов, описанная в работе, может успещно применяться на различных стадиях разведки и разработки нефтяных месторождений:

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

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

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

Предложенные в диссертации методические подходы применялись при совместных работах с Научными центрами повышения нефтеотдачи пластов и мониторинга и проектирования разработки ОАО «ВНИИнефть» для обоснования выбора скважин-кандидатов для проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ), разработки мероприятий по снижению обводненности продукции, при подготовке проектных документов и технико-экономического обоснования коэффициента извлечения нефти (ТЭО КИН) ("Дополнение к технологической схеме разработки Западно-Усть-Балыкского месторождения",

4

"ТЭО КИН Тайлаковского месторождения Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа - Югра", "Технологическая схема разработки Ачимовского месторождения" и др.). Работы выполнялись при непосредственном участии диссертанта в лаборатории анализа и разработки месторождений (Научный центр мониторинга и проектирования разработки ОАО «ВНИИнефть»),

Основные защищаемые положения:

1. Метод оперативной оценки запасов нефти, основанный на устойчивых связях удельных запасов с эффективными нефтенасыщенными толщинами, позволяет дать оценку запасов УВ сырья на различных стадиях геологического изучения осадочных бассейнов.

2. Выявленные для территории Среднего Приобья закономерности (эталонные зависимости) изменения состава и строения осадочных толщ на основе разработанного метода, позволяют оперативно оценивать запасы нефти с достаточной для практики точностью, при погрешности относительно принятых ГКЗ РФ методов подсчета запасов не более 10-15%.

3. Установленные тесные связи значений тангенса угла наклона линии уравнения регрессии эталонных зависимостей удельных запасов от эффективных нефтенасыщенных толщин с условиями осадконакопления и литофациальными зонами по Среднему Приобью позволяют проводить достоверную прогнозную оценку запасов потенциальных месторождений в пределах крупных региональных (тектонических) структур.

Апробация работы. Результаты работы представлены на VI Международной научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Молодые - наукам о Земле» (РГГРУ, Москва, 2012). Главные результаты исследования выносились на обсуждение на заседаниях кафедры Месторождений полезных ископаемых и их разведки (РУДН), в том числе в полном виде на официальной предзащите диссертации. Они опубликованы в тематических сборниках издательства РУДН.

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

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

Структура и объем работы. Работа состоит из введения, пяти глав посвященных обоснованию защищаемых положений, и заключения общим

5

объемом 86 печатных страниц, включает 25 рисунков, 6 таблиц и список литературы, состоящий из 36 наименований.

Благодарности. Автор глубоко признателен и благодарен своему научному руководителю Денисову Сергею Борисовичу за помощь при постановке задачи исследования, непрерывное научное сопровождение и консультации при выполнении диссертационной работы. Так же автор благодарен сотрудникам научного центра мониторинга и проектирования разработки ОАО «ВНИИнефть» (Денисов С.Б., Евдокимов И.В., Попова Е.А., Сгибова Д.С., Тюмкина М.А.) за помощь в решение научных вопросов по теме диссертации. Диссертант выражает благодарность сотрудникам кафедры Месторождений полезных ископаемых и их разведки РУДН (Дьяконов В.В., Абрамов В.Ю. и др.) за знания, полученные в предыдущих этапах образовательного процесса и помощь в решении вопросов в области фундаментальной науки геологии.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

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

ГЛАВА 1 «Краткие сведения о методах подсчета запасов».

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

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

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

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

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

На практике для подсчета запасов, оперативного подсчета, оценки запасов в блоках и в отдельных участках разреза необходимо выполнять комплекс

детальных исследований керна, флюидов, газа и др., с целью обоснования методов определения подсчетных параметров.

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

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

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

Общепринятая методика подсчета запасов нефти объемным методом (Бжицких Т.Г. 2011 г., Петерсилье В.И., Пороскун В.И., Яценко Г.Г. 2003 г., Борисенко З.Г., Сосон М.Н. 1973 г. и др.) предполагает использование формулы:

а = 8К,,,,кпкивр, где (1)

в - геологические запасы в стандартных условиях, т; 5 - площадь залежи, м2; Кф.н- эффективная нефтенасыщенная толщина, м; к, - коэффициент открытой пористости, доли ед.; ки- коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.; в -пересчетный коэффициент доли ед.; р- плотность нефти в стандартных условиях, т/м3.

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

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

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

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

Для статистического анализа использовались таблицы подсчета запасов и результаты интерпретации данных ГИС по скважинам, выполненные при подсчетах запасов. Для удобства оценок линейные запасы по каждой скважине приводились к единичной площади, в качестве которой была принята плотность эксплуатационной сетки.

Таким образом, расчеты выполнялись для удельных запасов, оцененных для каждой скважины.

Для анализа исходные данные представлялись в виде точечных диаграмм зависимости удельных запасов от подсчетных параметров.

1. Эффективные нефтенасыщенные толщины. Эффективные нефтенасыщенные толщины в поисково-разведочных скважинах определяют прямым-качественным методом (микрозонды, каверномер и т.д.), объективность которого определяется качеством исходных данных ГИС. А в эксплуатационных скважинах для определения эффективной нефтенасыщенной толщины применяют либо косвенно-качественные, либо количественные методы, достоверность которых определяется как качеством исходных ГИС, так качеством результатов исследования и анализа керна, результатами испытаний скважин. На рис. 1 в качестве примера приведены точечные диаграммы зависимости удельных запасов от эффективных нефтенасыщенных толщин.

Рис. 1. Точечные диаграммы зависимости удельных запасов (С>„) от эффективной нефтенасыщенной толщины (с уравнением регрессии), где • - разведочные скважины, ♦ -

добывающие скважины.

В результате анализа установлено, что:

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

- значения коэффициента корреляции (Я) достаточно высоки и находятся в пределах 0.92-0.97 при среднем значении 0.950 (значения коэффициента детерминации (Л2) изменяются в пределах 0.85-0.94 при среднем значении 0.903).

- для 70% залежей массива значения корреляции Я превышают 0.95 (для Я2 0.90).

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

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

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

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

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

Б. Связь между параметрами имеется, но на графике с определенной долей вероятности можно построить две линии регрессии (рис. 2-6).

B. Две группы множества точек, которые условно можно разделить на значения кп <22% и значения кп > 22% (рис. 2-в).

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

40 45 50 55 60 65 70 75 Коэффициент нефтенасыщенности (км), %

♦ ГЛ ♦

Ж"

30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 Коэффициент нефтенасыщенности (кн), %

Рис. 2. Точечные диаграммы зависимости удельных запасов от коэффициента пористости (слева) и от коэффициента нефтенасыщенности (справа), где • - разведочные скважины, ♦ -

добывающие скважины.

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

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

Таким образом:

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

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

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

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

Методика оценки запасов через значения эффективных нефтенасыщенных

толщин

При подсчете запасов объемным методом используют средние значения кп и к„. Эффективные толщины планиметрируют и умножают объем коллектора (результат планиметрирования умноженный на среднюю эффективную нефтенасыщенную толщину полигона) на к„ ср и к„ ср.

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

При подсчете запасов по моделям 30 производится аналогичная процедура для большого набора слоев - элементов трехмерной сетки. Далее запасы рассчитывают суммированием значений в сетке 30.

Оценкой качества подсчета запасов в последних двух способах является соответствие данным по скважинам. При этом распределение запасов в пространстве 20 и ЗО определяется набором методов интерполяции значений подсчетных параметров (обычно Ьэфн, кп, к„) между скважинами детерминированными или стохастическими методами.

11

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

В соответствии с изложенным выше, предлагается алгоритм построения эталонных зависимостей для дальнейшей экспресс-оценки запасов (Денисов С.Б., Котельникова Е.М., 2012):

Ь В каждой скважине выбранного объекта подсчета запасов, состоящего из N скважин, оценивается эффективная нефтенасыщенная толщина и линейные запасы (я„) (табл.1):

= (5 . р . Е Ьэф.н,1. Кп,1. Кн,1). 1м . 1м, (4)

где: 5 - плотность нефти, р - пересчетный коэффициент, Ьэф.нД -эффективные нефтенасыщенные толщины прослоев, КпД -коэффициенты пористости прослоев, КнД - коэффициенты нефтенасыщенности прослоев.

В данном случае показан пример расчета линейных запасов (2.13 т) для одной скважины. Для дальнейших расчетов и построений необходимо в выбранном объекте подсчета запасов посчитать линейные запасы по каждой скважине массива.

Табл.1. Пример результатов статистической обработки массива зависимостей удельных запасов от эффективных нефтенасыщенных толщин ____

а а и « а.о. кровли, м а.о. подошвы, м Насыщение Плотность нефти 8, т/м3 Пересчетный коэффициент (1 г X -ё- КпД £ Линейные запасы Чп,Т Запасы на 25 га С>„, тыс.т

2193.7 2196.1 нефть 0.901 0.972 2.4 0.30 0.69 0.44 110.0

2196.1 2199.9 нефть 0.901 0.972 3.8 0.30 0.67 0.67 167.5

о 2200.7 2206.0 нефть 0.901 0.972 5.3 0.30 0.64 0.89 222.5

2210.0 2210.8 нефть 0.901 0.972 0.8 0.30 0.64 0.13 32.5

Сумма 123 2.13 532.5

Я„ = (0.44 + 0.67 + 0.89 + 0.13). 1 . 1 = 2.13 т

2. Линейные запасы (я„) пересчитываются в удельные запасы ((}„). В качестве площади в общем случае удобнее брать 1 км2, но для конкретного месторождения за единицу площади лучше принять область охвата по

принятой эксплуатационной сетке (например, 25 га/скв). В рассматриваемом примере С>„ - удельные запасы на 25 га (С>„ = qn , 250) тыс.т (}„ = 2.13 . 250 = 532.5 тыс.т

3. Строится график зависимости <3„= /(Ьэф нп) по всем скважинам массива (рис.3).

о 2 4 4 9 6 8 10 12 14 Эффективная нефтенасыщенная толщина (Иэф.н, п), м

Рис. 3. График зависимости удельных запасов (С},,) от Ьэф.Н1П

На графике строится линия тренда и рассчитывается уравнение тренда, для которого оценивается значение коэффициента детерминации Я2 (в нашем случае равно 0.95). Уравнение регрессии имеет вид линейного уравнения с одной переменной (2сР,„= А'Ьэф.н>п + В, где А и В - коэффициенты уравнения

4. Используя среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины для залежи из отчета по подсчету запасов (из утвержденной ГКЗ таблицы подсчета запасов), по уравнению регрессии рассчитывается среднее значение запасов ((Зср>„) на условную среднюю скважину при единичной площади (в нашем случае 25 га). Например, при среднем значении Ьэфлп = 4.9 м:

дср>11= 50.26 . 4.9 - 38.45 = 207.8 тыс.т/скв.

5. Из той же таблицы подсчета запасов берется площадь залежи (Б), и рассчитывается количество «участков» по 25 га (число «условных скважин» N = Б [м2] / 250000 м2= Б [тыс.м2] / 250 [тыс.м2]).

Например, при площади 30 000 м2 число N «условных скважин»:

N = 30 000/250 = 120

6. Умножением среднего значения запасов <Зсрп на число «условных скважин» получаем расчетное количество запасов С>нгз (С>нгз = С>ср п ,Ы).

С>нгз = 207.8 . 120 = 24 936 тыс.т

7. Сопоставляется расчетная величина запасов (<3нгз) с фактическими (утвержденными ГКЗ) в процентах и тысячах тонн.

Утвержденные начальные геологические запасы на месторождении составляют 22 849 тыс.т (из таблицы подсчета запасов).

Соответственно ((24 936 - 22 849) / 22849).100% получается, что расхождение с утвержденными запасами составляет +2087 тыс.т, или 9.1%.

8. Таким образом, получена эталонная зависимость величин, отклоняющихся от эталона (запасов) рассчитанных по стандартной методике, применяемой в ГКЗ РФ не более чем на 15%, для дальнейших оперативных подсчетов запасов данного месторождения и для оценки запасов в пределах, выделенных для решения различных задач участков месторождения.

При высоком значении Я2>0.85 и при отличии оцененных запасов по данной методике от принятых при подсчете запасов в районе 15% и менее, полученные эталонные зависимости можно применять для оценки запасов.

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

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

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

3. Оценивается площадь нового участка залежи (Б).

4. Рассчитывается количество блоков по 25 га (число «условных скважин» N = 8 [м2] / 25 [га] = Б [тыс.м2] / 250 [тыс.м2]).

5. Умножением значения удельных запасов на число «условных скважин» получаем расчетную величину запасов С>нгз (Онгз = Оср п. Ы).

Такая оценка запасов нефти была проведена на значительном количестве месторождений (более 50) Западной Сибири. Оценка погрешностей запасов между рассчитанными по предлагаемой методике и утвержденными ГКЗ запасами представлена в виде диаграммы (рис. 4). На рисунке видно, что статистически основная часть значений погрешностей лежит в пределах +10 - -5%. Гистограмма имеет смещение в область положительных значений, т.е. преобладающим является некоторое завышение запасов на первые проценты относительно запасов утвержденных ГКЗ.

Различие с утвержденными ГКЗ запасами, которые в работе принимались за эталон, в среднем с учетом знака составляет +0.8%, без учета знака 4.2 % и не превышает ±14 - 15%, т.е. находится в диапазоне погрешностей подсчета запасов по методикам, апробированным ГКЗ.

При применении данной методики для оценки прироста запасов в случае доразведки месторождений необходимо иметь регрессионную эталонную зависимость, построенную по ранее пробуренным скважинам, среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины по новым скважинам и прирост площади.

о 20

1 п 1

15 10 5 о -5 -ю

Погрешность оценки запасов,0/

Рис.4. Гистограмма распределения погрешностей оценки запасов.

Среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины не всегда корректно рассчитывать как среднее по скважинам. В ряде случаев необходимо вводить весовой коэффициент, учитывающий плотность расположения скважин.

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

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

В результате выполненного анализа обосновано первое защищаемое положение: Метод оперативной оценки запасов нефти, основанный на устойчивых связях удельных запасов с эффективными нефтенасыщенными толщинами, позволяет дать оценку запасов УВсырья на различных стадиях геологического изучения осадочных бассейнов.

Исследование зависимостей удельных запасов от эффективной

нефтенасыщенной толщины для разведочных и эксплуатационных

скважин

Проведенный нами анализ достоверности выделения коллекторов по уравнению регрессии (РП=А-Ьэфн + В) показал, что точность выделения коллекторов в разведочных скважинах выше, чем в эксплуатационных. Вероятно, это обусловлено тем, что в поисково-разведочных скважинах выделение коллекторов реализуется с использованием прямых качественных признаков, а в эксплуатационных обычно применяют либо косвенно-

качественные, либо количественные критерии, имеющие более высокий уровень неопределенности.

Анализируя зависимости удельных запасов от эффективной нефтенасыщенной толщины для разведочных и эксплуатационных скважин видно, что по сравнению с разведкой в эксплуатационных скважинах значения удельных запасов занижены. Так, например, на графике (рис. 5) видно, что в эксплуатационных скважинах при запасах 0 эффективная нефтенасыщенная толщина 0.5 м. В большинстве случаев данное обстоятельство связано с тем, что в Западной Сибири коллектора в эксплуатационных скважинах обычно выделяют по граничным значениям метода альфа ПС (апс), который несколько завышает толщину. В разведочных скважинах такого не отмечается. Там по графикам ближе к нулю и толщина и запасы.

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

Рис. 5. Точечные диаграммы зависимости удельных запасов от Ьэф „: снизу - по всем скважинам; слева сверху - только по эксплуатационным скважинами; справа сверху - только

по разведочными скважинам.

Выявляются незначительные расхождения величин запасов, рассчитанных только по данным разведочных скважин, с запасами, полученными при учете всех скважин (разведочные и эксплуатационные). В то же время наблюдается закономерность: при проведении расчетов запасов только по разведочным скважинам, результаты оказываются более приближенными к утвержденным значениям (рис. 6).

I 15

с

I 3 I

о с

О

Рис.6. Гистограмма оценки погрешности запасов раздельно по всему массиву (синий цвет) и только по разведочным скважинам (красный). Красная линия показывает предельное

значение погрешности запасов по требованиям ГКЗ (±20%), а зеленая линия - по разработанной и рассматриваемой методике (±15%)

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

Следует отметить, что не всегда разведочные скважины распределяются равномерно в общем массиве точек. Эти случаи редки, но пренебрегать ими не следует. На рис. 7 приведен пример по пласту ПК16, иллюстрирующий данное утверждение. На графике видно, что из четырех разведочных скважин, только одна попадает на линию тренда остальные три скважины лежат выше. Причем разведочные скважины расположены в пределах массива всей статистической выборки добывающих скважин. В этом случае и погрешность запасов по разведочным скважинам будет больше чем по всем скважинам, но при этом стоит обратить внимание, что даже в таком неравномерном распространении разведочных скважин, погрешность оценки запасов не превышает 20% и, соответственно, находится внутри диапазона погрешностей подсчета запасов по методикам, принятым ГКЗ. В процессе выполненного нами анализа подобные случаи были единичными.

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

15% 10%

>-: 400 и

2 350 300

а

— 250 л

Й 200 Я 150 2 ЮО

X

л 50 V .

37.67Иэф.н,п - 14.10 ^ = 0.78

пласт ПКц

123456789 10

Эффективная нефтенасыщенная толщина Ьэф.н, м

Рис.7. Пример неравномерного распределения разведочных скважин в массиве точек (• - разведочные скважины, ♦ - добывающие скважины).

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

Очевидно, что для того, чтобы построить зависимость удельных запасов от ЬЭфН, достаточно иметь скважины с высокими удельными запасами. Второй точкой линии уравнения регрессии является начало координат (Денисов С.Б, Попова Е.А, Зыкин М.Я, 20Юг). Эта особенность зависимости позволяет даже на начальном этапе поисковых и разведочных работ по единичным скважинам с высокой степенью достоверности оценить вероятное количество запасов.

Наряду с вышеописанными исследованиями рассматривалось влияние на характер зависимости удельных запасов от эффективной нефтенасыщенной толщины принадлежности скважин к чистонефтяной и водонефтяной зонам (ЧНЗ и ВНЗ). Результаты исследований показали отсутствие влияния.

ГЛАВА 4 «Угловой коэффициент О^а) как информативный параметр».

По предлагаемому методу экспресс-оценки запасов была выявлена и обоснована тесная связь удельных геологических запасов с эффективными нефтенасыщенными толщинами для локальных месторождений. Эта зависимость описывается линейным уравнением (2):

0„ =В + А- ЬЭф.„, (2)

где <3,, - удельные геологические запасы (т), Ьэф.„ - эффективная нефтенасыщенная толщина (м), А и В - коэффициенты уравнения.

Коэффициент А - угловой коэффициент или тангенс угла наклона линии регрессии.

Коэффициент В — точка пересечения линии регрессии с осью удельных запасов - является не информативным для подсчета запасов, как правило, он связан некоторыми погрешностями первичных данных (упоминается выше).

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

Исследования показали, что значения тангенса угла наклона линии уравнения регрессии определяются литологическими и возрастными особенностями нефтегазоносных пластов (рис. 8). На основе этого, рассматриваемый коэффициент можно считать информативным параметром. Геологический смысл которого заключается в том, что разным по возрасту и литологическому составу пластам соответствуют определенные углы наклона линий графиков.

Рис. 8. График эталонных зависимостей удельных запасов от Ьэф.„ в отложения разного

возраста

(значения для групп пластов месторождений Западной Сибири: АП 46.0; ПК 39.7; АВ 31.3; БП 26.2; ЮВ 18.2 ; Ач 15.5)

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

Таким образом, зависимости удельных запасов от эффективных нефтенасыщенных толщин на территории Западной Сибири классифицируются нами по возрасту отложений, при этом тангенсы углов наклона линий регрессии имеют значимые различия (более 10%).

Даже в пределах одной возрастной группы (АП, БП, ПК и т.д.) к построению эталонных зависимостей следует подходить дифференцированно. Это объясняется тем, что пласты изучаемых массивов одного возраста (стратиграфического объема) имеют различный литологический состав и структуру порового пространства, что связано с условиями седиментации, обусловленными определенными фациальными обстановками

осадконакопления. На рис.9 приведены линии регрессии для континентальных, дельтовых, шельфовых, клиноформных отложений Западной Сибири.

дельта суша

Эффективная нефтенасыщеннэя толщина, м

Рис. 9. График эталонных зависимостей удельных запасов от эффективной нефтенасыщенной толщины в разных фациальных обстановках (для месторождений

Западной Сибири).

Таким образом, угол наклона (или его функция) линии регрессии графиков зависимости удельных запасов от эффективных нефтенасыщенных толщин в возрастной группе отложений определяется фациальной обстановкой осадконакопления.

Материал, изложенный в главе 4, обосновывает второе защищаемое положение-. Выявленные для территории Среднего Приобья закономерности (эталонные зависимости) изменения состава и строения осадочных толщ на основе разработанного метода, позволяют оперативно оценивать запасы нефти с достаточной для практики точностью, при погрешности относительно принятых ГКЗ РФ методов подсчета запасов не более 10-15%.

ГЛАВА 5 «Особенности изменения тангенса угла наклона на площади».

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

Пласт Ю]вскрытый на многочисленных месторождениях Среднего Приобья Западная Сибирь, формировался в келловейском и оксфордском веках позднеюрского периода:

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

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

Как отмечалось выше, тангенс угла наклона линии уравнения регрессии на графиках зависимости удельных запасов от эффективных нефтенасыщенных толщин определяется при прочих равных условиях возрастом пород, их фациальной принадлежностью. Поскольку фациальные обстановки для нефтенасыщенной толщи сменяются по латерали и не имеют резких границ между собой, то имеет смысл оценить распределение значений тангенса угла наклона в региональном плане и соответствие его значений фациальным обстановкам осадконакопления. Учитывая, что теоретически линии тренда имеют началом точку с нулевой толщиной и нулевыми запасами, то карты значений тангенсов угла наклона линии тренда являются совокупностью полученных эталонных зависимостей для количественной оценки запасов верхнеюрских отложений в выявленных или прогнозируемых скоплениях нефти. Для карт тангенса угла наклона по месторождениям Среднего Приобья Западной Сибири для пласта Ю,1 были вынесены на план значения углового коэффициента, по которым была построена карта значений тангенса угла наклона на рассматриваемой площади (рис. 10-а). Статистика для построения этих карт была собрана по 35 месторождениям.

21

Оценка наличия связи тангенса угла наклона с региональным распределением месторождений, удельные запасы которых и свойства коллекторов определяются условиями осадконакопления, рассматривались и на наличие корреляции с песчанистостью и региональными литофациальными картами.

В нефтяной геологии принято считать, что коэффициент песчанистости более 0.7 соответствует породам с высокой связностью коллекторов (доля гидродинамически связанных коллекторов более 85%), которые формировались в средах с высокой энергией переработки обломочного материала. Коэффициент песчанистости 0.7 - 0.5 соответствует породам с невысокой связностью - прерывистые коллекторы. Сильно прерывистым коллекторам соответствуют значения коэффициента песчанистости 0.3 — 0.5. Тип пород с коэффициентом песчанистости менее 0.3 соответствует не связанным коллекторам, залегающим в виде отдельных линз. Распределение песчанистости на изучаемых территориях соответствует определенным обстановкам осадконакопления. Эти связи подробно описываются в монографиях по седиментологии, например, в работе (Х.Рединг, 1990).

Рис.10, а - карта изменения тангенса угла наклона для пластов Ю/ Среднего Приобья. б - карта значений коэффициента песчанистости.

Составила Котельникова Е.М., 2012.

На карте песчанистости (рис. 10-6), как и на карте значений тангенса угла наклона (рис. 10-а), выделяются три области повышенных значения параметра, связанных очевидно с направлениями потоков, по которым привносился обломочный материал в западном направлении. На построенных картах пространственно повышенные значения тангенса угла наклона соответствуют повышенным значениям пористости.

Таким образом, полученные результаты соответствия значений коэффициентов песчанистости и тангенса угла наклона подтверждают высокую эффективность параметра тангенса угла наклона для оценки количества запасов в связи с принадлежностью положения месторождений в разных фациальных зонах.

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

На рис. 11 полученная информация на площади изучаемого участка группы месторождений Западной Сибири сведена на литолого-палеогеографическую карту Нестеров И.И.). На карте видно наличие информационной связи литолого-палеогеографической, каротажной информации (коэффициент песчанистости) и значений тангенса угла наклона, что подтверждает с высокой степенью достоверности наличие связи значений тангенса угла наклона с фациальными обстановками осадконакопления и возможность использования карт тангенса угла наклона в качестве эталонных зависимостей для количественной оценки запасов новых месторождений и при доразведке уже открытых месторождений.

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

Условные обозначения:

_ изолинии тангенса

угла наклона

- изолинии песчанистости

Палеогеографические области

I I Море, относительно I_I глубокая часть шельфа

I I Море, мелкая часть I_I шельфа и прибрежная зона

I I Равнина прибрежная,

I_I временами заливавшаяся

морем

I I Равнина низменная

I-1 аккумулятивная

Г I Песчано-глинистые осадки \ I— -I (песчаные и алевритовые

осадки составляют 40-21%) : ■»• ■ ■ граница песчано-глинистых осадков

:_-•-[ Песчано-алевритисто-I глинистые осадки (песчаные и алевритовые осадки составляют не менее 20%) • штиш граница песчанисто-

алевритисто-глинистых осадков [ ] Гпинистые осадки

граница глинистых осадков

море, мелкая часть шельфа и прибрежная зона

песчанисто-алевритисто-глинистые осадки (песчаные и алевритовые осадки составляют не менее 20%)

равнина прибрежная, временами заливавшаяся морем

песчано-глинистые осадки (песчаные и алевритовые осадки составляют 40-21%)

Рис.П. Сводная карта исследуемых геолого-физических параметров: наличие информационной связи литолого-палеогеографической карты с картой значений тангенса угла наклона (рис. Ю-а) и с картой коэффициентов песчанистости (рис. 10-6).

Составила Котельникова Е.М. на основе карты Нестерова И.И. («Атлас литолого-палеогеографических карт юрского и мелового периодов Западно-Сибирской равнины»)

равнина низменная аккумулятивная

песчанисто-алевритисто-глинистые осадки (песчаные и алевритовые осадки составляют не менее 20%)

Таким образом:

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

2) Методика базируется на установленных связях тангенса угла наклона линии уравнения регрессии «запасы - эффективные толщины» пород одного возраста с литофациальными обстановками осадконакопления, которые оцениваются по региональным лито-фациальным и палеогеографическим картам.

3) Методика применима для отложений с установленной региональной нефтепродуктивностью.

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

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

Значительная часть коллекторов нефтяных месторождений во всем мире сосредоточена в континентальных, дельтовых, шельфовых и клиноформных отложениях, различных возрастных датировок (нефтегазоносный бассейн Мексиканского залива, часть бассейна включает шельф, континентальный склон и абиссальную равнину с глубиной дна до 4 км; Северо-Китайский нефтегазоносный бассейн, в котором наиболее продуктивны дельтовые отложения; Оринокский нефтегазоносный бассейн. расположенный на востоке северной окраины Южно-Американского континента в пределах Восточной Венесуэлы, южной части материка Тринидад и прилегающей части Атлантического шельфа; бассейн Персидского залива: Алжиро-Ливийский нефтегазоносный бассейн и др.).

Поэтому применение рассматриваемой методики можно считать целесообразным и актуальным для оценки запасов и перспективных площадей в пределах крупных нефтегазоносных бассейнов.

Результаты исследований, приведенные в главе 5 обосновывают третье защищаемое положение-. Установленные тесные связи значений тангенса угла наклона линии уравнения регрессии эталонных зависимостей удельных запасов от эффективных нефтенасыщенных толщин с условиями осадконакопления и литофациальными зонами по Среднему Приобью позволяют проводить достоверную прогнозную оценку запасов потенциальных месторождений в пределах крупных региональных (тектонических)структур.

Заключение

В итоге проведенной работы получены следующие основные результаты:

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

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

3. Выделен новый информационный параметр для оперативной и экспертной оценки запасов - угол наклона (угловой коэффициент) линии регрессии графиков зависимости удельных запасов от эффективных нефтенасыщенных толщин.

4. Сопоставление распределения значений тангенса угла наклона линии регрессии по территории Среднего Приобья с литолого-палеогеографическими картами и картами песчанистости показывает четкую зависимость значений этого информационного параметра с фациальными обстановками осадконакопления. На основе этого можно создавать и использовать эталонные зависимости для оценки запасов при региональных исследованиях.

Основные положения диссертационной работы изложены в следующих публикациях:

1. Денисов С.Б., Котельникова Е.М. Подсчет начальных геологических запасов методом экспресс-оценки запасов нефтяных залежей на примере крупного нефтегазового месторождения ЯНАО. Журнал «Вестник РУДН», №2, 2012,

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

3. Денисов С.Б., Попова Е.А., Зыкин М.Я. Методика экспресс-оценки запасов нефтяных залежей. Журнал «Нефтяное хозяйство», №4, 2010. С. 64-66. А.Денисов С.Б., Котельникова Е.М. Прогноз геологических запасов нефти при региональных исследованиях. Журнал «Вестник РУДН», №1, 2013 (в печати)

5. Денисов С.Б., Котельникова Е.М. Методика оценки запасов через значения эффективных нефтенасыщенных толщин. Журнал «Вестник РУДН», №1, 2013 (в печати).

с.107-111.

Диссертант

Котельникова Е.М.

Отпечатано в ОАО «ВНИИнефть», 127422, Москва, Дмитровский проезд, 10 Формат 60x84/16, усл.печ.л. 1,75, тираж 100 экз., заказ № 43

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Котельникова, Елена Михайловна

Обозначения и сокращения.

Введение.

Глава 1. Краткие сведения о методах подсчета запасов.

Глава 2. Факторы, влияющие на погрешность подсчета запасов.

Оценка точности подсчета запасов.

Глава 3. Исследование факторов, определяющих удельные запасы нефти.

3.1. Исходные данные для проведения исследований.

3.2. Зависимость удельных запасов от эффективной нефтенасыщенной толщины.

3.3. Зависимость удельных запасов от значений коэффициента пористости.

3.4. Зависимость удельных запасов от значений коэффициента нефтенасыщенности.

3.5. Методика оценки запасов через значения эффективных нефтенасыщенных толщин.

3.6. Количественная оценка достоверности предлагаемой методики подсчета запасов.

3.7. Исследование зависимостей удельных запасов от эффективной нефтенасыщенной толщины для разведочных и эксплуатационных скважин.

3.8. Оценка минимального количества скважин, необходимых для оценки запасов.

3.9. Исследование зависимостей удельных запасов от эффективной нефтенасыщенной толщины в ЧНЗ и ВНЗ.

Глава 4. Угловой коэффициент О^а) как информативный параметр.

4.1. Геологический смысл углового коэффициента.

4.2. Особенности зависимости удельных запасов от эффективной нефтенасыщенной толщины в отложениях разного возраста.

4.3. Особенности зависимости удельных запасов от эффективной нефтенасыщенной толщины в разных фациальных обстановках.

Глава 5. Особенности изменения тангенса угла наклона на площади.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка метода экспресс-оценки начальных геологических запасов нефти"

Актуальность работы.

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

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

В настоящее время наиболее популярны два способа подсчета запасов:

1. объемно-дифференцированный метод (построение и перемножение цифровых подсчетных параметров в виде карт 20).

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

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

Цель работы.

Разработка метода экспресс-оценки начальных геологических запасов нефти с точностью, сопоставимой с точностью подсчета запасов методами, принятыми ГКЗ [8, 28].

Основные задачи исследования.

1. Анализ факторов, определяющих удельные запасы нефти1

2. Исследование зависимости удельных запасов от составляющих формулы подсчета запасов

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

4. Разработка методики экспресс-оценки запасов при региональных исследованиях нефтеперспективных районов

5. Оценка достоверности предлагаемой методики подсчета запасов нефти

Научная новизна.

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

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

3. Разработана методика оперативной оценки запасов при региональных исследованиях на основе нового информационного параметра (^а -угловой коэффициент) и региональных литофациальных карт.

Методы решения поставленной задачи.

Для выполнения работы с целью выявления главной компоненты, влияющей на величину удельных запасов нефти, был проанализирован фондовый материал более 50 месторождений (-90 залежей нефти) Западной

1 Удельные запасы нефти [7] - это запасы, приходящиеся на единицу площади в районе каждой скважины (в нашем случае на 25 га = 500x500м)

Сибири. Рассмотрены группы пластов разных возрастов, формировавшихся в разных фациальных обстановках, материалы разной статистической представительности.

При анализе фондового материала использовалось специализированное программное обеспечение - MSExcel, Statistica, Corel DRAW, DV-Geo.

Практическая ценность работы.

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

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

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

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

Предложенные в диссертации методические подходы применялись при совместных работах с Научными центрами повышения нефтеотдачи пластов и мониторинга и проектирования разработки ОАО «ВНИИнефть» для обоснования выбора скважин-кандидатов для проведения геолого-технических мероприятий ГТМ, разработки мероприятий по снижению обводненности продукции, при подготовке проектных документов и технико-экономического обоснования коэффициента извлечения нефти (ТЭО КИН) ("Дополнение к технологической схеме разработки Западно-Усть-Балыкского месторождения", "ТЭО КИН Тайлаковского месторождения Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа - Югра", "Технологическая схема разработки Ачимовского месторождения" и др.). Работы выполнялись при непосредственном участии диссертанта в лаборатории анализа и разработки месторождений (Научный центр мониторинга и проектирования разработки ОАО «ВНИИнефть»).

Основные защищаемые положения.

1. Метод оперативной оценки запасов нефти, основанный на устойчивых связях удельных запасов с эффективными нефтенасыщенными толщинами, позволяет дать оценку запасов УВ сырья на различных стадиях геологического изучения осадочных бассейнов.

2. Выявленные для территории Среднего Приобья закономерности изменения состава и строения осадочных толщ на основе разработанного метода, позволяют оперативно оценивать запасы нефти с достаточной для практики точностью, при погрешности относительно принятых ГКЗ РФ методов подсчета запасов не более 10-15%.

3. Установленные тесные связи значений тангенса угла наклона линии уравнения регрессии эталонных зависимостей удельных запасов от эффективных нефтенасыщенных толщин с условиями осадконакопления и литофациальными зонами по Среднему Приобью позволяют проводить достоверную прогнозную оценку запасов потенциальных месторождений в пределах крупных региональных (тектонических) структур.

Апробация работы.

Результаты работы представлены на VI Международной научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Молодые - наукам о Земле» (РГГРУ, Москва, 2012). Главные результаты исследования выносились на обсуждение на заседаниях кафедры Месторождений полезных ископаемых и их разведки (РУДН), в том числе в полном виде на официальной предзащите диссертации. Они опубликованы в тематических сборниках издательства РУДН.

Личный вклад автора.

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

Публикации.

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

Структура и объем работы.

Работа состоит из введения, пяти глав, посвященных обоснованию защищаемых положений, и заключения общим объемом 82 печатных страниц, включает 25 рисунков, 6 таблиц и список литературы, состоящий из 36 наименований.

Благодарности.

Автор глубоко признателен и благодарен своему научному руководителю Денисову Сергею Борисовичу за помощь при постановке задачи исследования, непрерывное научное сопровождение и консультации при выполнении диссертационной работы. Так же автор благодарен сотрудникам научного центра мониторинга и проектирования разработки ОАО «ВНИИнефть» (Денисов С.Б., Евдокимов И.В., Попова Е.А., Сгибова Д.С., Тюмкина М.А.) за помощь в решение научных вопросов по теме диссертации. Кроме того диссертант выражает благодарность сотрудникам кафедры Месторождений полезных ископаемых и их разведки РУДН (Дьяконов В.В., Абрамов В.Ю. и др.) за знания, полученные в предыдущих этапах образовательного процесса и помощь в решении вопросов в области фундаментальной науки геологии.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Котельникова, Елена Михайловна

Выводы:

Таким образом:

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

2) Методика базируется на установленных связях тангенса угла наклона линии уравнения регрессии «запасы - эффективные толщины» пород одного возраста с литофациальными обстановками осадконакопления, которые оцениваются по региональным лито-фациальным и палеогеографическим картам.

3) Методика применима для отложений с установленной региональной нефтепродуктивностью.

4) Установленные закономерности (эталонные зависимости) в отложениях пласта Ю]1 Среднего Приобья позволяют провести количественную оценку запасов в пределах структур, выявленных по данным сейсморазведки

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

Анализ мировых нефтегазоносных бассейнов показал, что значительная часть коллекторов нефтяных месторождений во всем мире сосредоточена в континентальных, дельтовых, шельфовых и клиноформных отложениях, различных возрастных датировок: Северо-Китайский, Мексиканского залива, Персидского залива, Оринокский, Сахаро-Ливийский л

Алжиро-Ливийский) нефтегазоносные бассейны и др .

Северо-Китайский нефтегазоносный бассейн расположен в восточной части Китая в центральной и южной частях Северо-Китайской равнины

Горная энциклопедия. — М.: Советская энциклопедия. Под редакцией Е. А. Козловского. 1984—1991. низовьях р. Хуанхэ) и в акватории Ляодунского и Бохайвань заливов Жёлтого моря. Площадь около 350 тысяч км .

Бассейн приурочен к восточной части Северо-Китайской докембрийской платформы. Фундамент сложен глубокометаморфизован-ными толщами кристаллических сланцев и гнейсов докембрийского возраста. Осадочный чехол представлен морскими терригенно-карбонатными отложениями рифея и нижнего палеозоя, морскими и континентальными породами верхнего палеозоя, преимущественно континентальными песчано-глинистыми угленосными (с прослоями вулканогенных) отложениями мезозоя, континентальными терригенными фациями кайнозоя преимущественно озёрного и флювиального генезиса.

Нефтегазоносны практически все стратиграфические подразделения. Основными продуктивными горизонтами являются: дельтовые и русловые песчаники миоцена, пласты флювиальных песчаников в озёрных глинах палеогена, трещиноватые карбонаты ордовика.

Озёрные глины олигоцена — региональный флюидоупор и основные нефтегазоматеринские породы. Основные промышленно-нефтеносные горизонты бассейна — прибрежно-озёрные и флювиальные отложения миоцена, перекрытые аргиллитами плиоцена. В палеоген-неогеновых дельтовых, русловых и озерно-флювиальных песчаных отложениях известно до 13 продуктивных горизонтов на глубине 2-3 км, иногда до 4.2 км. Разрабатывается около 50 месторождений и залежей.

Нефтегазоносный бассейн Мексиканского залива, располагается в пределах одной из крупнейших впадин земной коры, наиболее прогнутая часть, которой занята водами Мексиканского залива. Площадь около 2.5 млн.

О О км", в т.ч. на акватории 1.1 млн. км". Выявлено свыше 2000 нефтяных и газовых месторождений.

Нефтегазоносность связана с миоценовыми, палеогеновыми и меловыми, в меньшей степени плиоценовыми и юрскими отложениями. Коллекторами являются преимущественно песчаники для кайнозойских и известняки для меловых пород. Среди песчаников наиболее нефтепродуктивными являются дельтовые, прибрежно-морские типы отложений. На северо-западе нефтегазоносны песчаники и известняки карбона и ордовика. Большая часть месторождений нефти и газа связана с локальными поднятиями платформенного типа, солянокупольными структурами и зонами выклинивания песчаных отложений.

Нефтегазоносный бассейн Персидского залива расположен на территории Бахрейна, Иордании, Ирака, Юго-Западного Ирана, Катара, Кувейта, ОАЭ, Омана, Саудовской Аравии, большей части Сирии, юго-восточной Турции; включает Аравийский полуостров и акваторию

Персидского залива (карта); является одним из крупнейших в мире. Площадь

2 2 2.93 млн. км , в т.ч. около 290 тысяч км акватории.

Фундамент архейско-протерозойский. Осадочный чехол представлен отложениями от вендского до четвертичного возраста максимальной мощностью 10-12 км в наиболее прогнутой части бассейна и минимальной 22.5 км по его периферии. Палеозойский разрез преимущественно песчано-глинистый. Пермские, мезозойские, палеогеновые и нижнемиоценовые отложения представлены в основном карбонатными породами. В составе неоген-четвертичных отложений преобладают терригенные разности.

Приблизительно 3/4 разведанных запасов нефти приходится на мезозойские карбонатные породы. В юго-восточной части (на Аравийской плите) нефтеносными породами являются в большей степени пески и песчаники нижнего мела и в меньшей степени известняки верхней юры.

Оринокский нефтегазоносный бассейн расположен на востоке северной окраины Южно-Американского континента в пределах Восточной Венесуэлы, южной части материка Тринидад и прилегающей части

1 О

Атлантического шельфа. Площадь 223 тысяч км" (в т.ч. 86 тысяч км" акватории). Извлекаемые запасы нефти в бассейне оцениваются более чем в 5 млрд. т (по данным озвученным US Geological Survey 22 января 2010 геологические запасы оцениваются от 380-652 млрд. баррелей, или 60.4

103.6 млрд. м ). В нефтегазоносном бассейне известно более 250 нефтяных и 19 газовых месторождений.

Нефтегазоносный бассейн выполнен большей частью терригенными отложениями мезокайнозоя, мощностью свыше 9 км. Нефтегазоносны песчаники мелового, олигоцен-миоценового и плиоценового возраста. Месторождения многопластовые. Залежи пластовые сводовые, тектонически экранированные; литолого-стратиграфические — в русловых и дельтовых песчаниках, в зонах регионального выклинивания коллекторов.

Сахаро-Ливийский нефтегазоносный бассейн расположен на территории Алжира, Ливии, Туниса и Египта (включает Алжиро-Ливийский и Сахаро-Средиземноморский бассейны). Площадь около 2500 тыс. км2; начальные запасы нефти 8.6 млрд. т, газа 4.8 трлн. м . Нефтегазоносны отложения от кембрия до палеогена. Открыто более 250 нефтяных и газонефтяных и 60 газовых месторождений.

В Северном Алжире выделяется несколько нефтегазоносных бассейнов, которые значительно отличающихся друг от друга и тектоническим строением, и осадочным выполнением: Западно-Тельский, Южно-Тельский, Восточно-Тельский, Межатласский и Восточно-Атласский. Но, не смотря на различия, среди нефтепродуктивных терригенных пород выделяются фации дельтовых, русловых, континентальных и др. отложений.

Следует также отметить, что нефтяные компании США, Японии и стран Западной Европы затрачивают ежегодно несколько десятков миллиардов долларов на поиски новых месторождений, используя классическую последовательность действий и мероприятий. Применение разработанной и рассмотренной в данной работе методики может позволить прогнозировать запасы нефти с высокой степенью достоверности, используя данные уже существующих скважин и особенности пространственного изменения тангенса угла наклона линии регрессии.

Поэтому применение рассматриваемой методики можно считать целесообразным и актуальным для оценки запасов и перспективных площадей в пределах крупных нефтегазоносных бассейнов.

Третье защищаемое положение:

Установленные тесные связи значений тангенса угла наклона линии уравнения регрессии эталонных зависимостей удельных запасов от эффективных нефтенасыщенных толщин с условиями осадкоиакопления и литофациальными зонами по Среднему Приобыо позволяют проводить достоверную прогнозную оценку запасов потенциальных месторождений в пределах крупных региональных (тектонических) структур.

Заключение

В результате выполненных исследований можно сделать следующие выводы:

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

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

3. Выделен новый информационный параметр для оперативной и экспертной оценки запасов - угол наклона (угловой коэффициент) линии регрессии графиков зависимости удельных запасов от эффективных нефтенасыщенных толщин.

4. Сопоставление распределения значений тангенса угла наклона линии регрессии по территории Среднего Приобья с литолого-палеогеографическими картами и картами песчанистости показывает четкую зависимость значений этого информационного параметра с фациальными обстановками осадкоиакопления. На основе этого можно создавать и использовать эталонные зависимости для оценки запасов при региональных исследованиях.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Котельникова, Елена Михайловна, Москва

1. Словарь по геологии нефти и газа. JL: Недра, 1988. -679 с.

2. Стасенков В.В., Гутман PLC. Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов. М.: Недра, 1989. -270 с.

3. Геологический словарь. М.: Недра, 1978.

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

5. Бжицких Т.Г. Подсчет запасов и оценка ресурсов нефти и газа. Томск, 2011.-263с.

6. Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. М.Недра, 1981. -453с.

7. Быков Н.Е., Максимов М.И., Фурсов А.Я. Справочник по нефтепромысловой геологии. М.: Недра, 1981. -525с.

8. Методические рекомендации по подсчету запасов нефти и газа объемным методом / Под ред. В.И. Петерсилье, В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко. Москва - Тверь: ВНИГРИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003. -258 с.

9. Борисенко З.Г., Сосон М.Н. Подсчет запасов нефти объемным методом. -М.: Недра, 1973. -176с.

10. Инструкция по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. М., 1984. -64 с.

11. М.Денисов С.Б., Попова Е.А., Зыкин М.Я. Методика экспресс-оценки запасов нефтяных залежей. Журнал «Нефтяное хозяйство», №4, 2010. С.64-66.

12. Пермяков И.Г, Шевкунов E.H. Геологические основы поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений. М.: Недра, 1971. -344с.

13. Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений/ Миннефтепром. М., 1987.

14. Рекомендации. Структура и организация проведения государственной экспертизы оперативного изменения состояния запасов углеводородного сырья (Приложение 1 к приказу ФГУ «ГКЗ» от 30.05.2011)

15. Билибин С. И., Лухминский Б. Е. Анализ погрешностей при оценке запасов нефти и газа // НТВ "Каротажник". Тверь: Изд. АИС. 2010. Вып. 3 (192). С. 37-45

16. Каналин В.Г., Вачин СБ., Токарев М.А. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология. М: Недра, 1997

17. Донцов K.M. Теоретические основы проектирования разработки нефтяных месторождений. М: Недра, 1965. -289 с.

18. Гришин Ф.А. Промышленная оценка месторождений нефти и газа / Ф. А. Гришин. М.: Недра. - 1975. -304 с.

19. Назаров Н. Г. Метрология. Основные понятия и математические модели. — М.: Высшая школа, 2002. -348 с.

20. Оценка точности определения параметров залежи нефти и газа.// Материалы семинара по проблемам маркшейдерского дела в нефтегазодобывающей промышленности.// г.Пермь, 14-16 октября 1963 г. -М.: Недра, 1965.-243 с.

21. Багаров Т.Ю., Велиева Э.Б. К исследованию погрешности оценки запасов нефти. //Журнал Азербайджанское нефтяное хозяйство, №5 1989

22. Комаров B.JI. Оценка коллекторских свойств песчаных пластов по данным «метода мощностей». Тр.УФНИИ, вып.11. JL: Недра, 1963.

23. Лобусев A.B. Интегральная оценка емкостных характеристик природного резервуара для подсчета запасов нефти и газа. Геология нефти и газа. №2 2001. С. 37-41.

24. Денисов С.Б., Котельникова Е.М. Подсчет начальных геологических запасов методом экспресс-оценки запасов нефтяных залежей на примере крупного нефтегазового месторождения ЯНАО. Журнал «Вестник РУДЫ» №2, 2012, с. 107-111

25. Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых, www.gkz-rf.ru

26. Владимиров И.В., Тазиев М.М., Хисамутдинов Н.И. "проблемы разработки водонефтяных и частично заводненных зон нефтяных месторождений", Москва, 2007 г.

27. Нестеров И.И., Кулахметов Н.Х. и др. Атлас и объяснительная записка к атласу литолого-палеогеографических карт юрского и мелового периодов Западно-Сибирской равнины в масштабе 1:5000000. Под ред. И.И. Нестерова. -Тюмень, 1976.

28. Нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирского бассейна /М.Я.Рудкевич и др. М.: Недра. 1988. -308 с.

29. Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39.0-110-01.

30. Обстановки осадконакопления и фации: В 2-х томах. Пер. с англ. /Под ред. X. Рединга. М.: Мир, 1990.

31. Методическое руководство по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата России. М.: ВНИИОЭНГ, 2000. 189 с.

32. Денисов С.Б., Котельникова Е.М. Прогноз геологических запасов нефти при региональных исследованиях. Журнал «Вестник РУДН», №1, 2013 (в печати)

33. Денисов С.Б., Котельникова Е.М. Методика оценки запасов через значения эффективных нефтенасыщенных толщин. Журнал «Вестник РУДН», №1, 2013 (в печати).