Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка методики выявления и оценки продуктивных зон на месторождениях нефти и газа, сложенных карбонатными коллекторами

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Разработка методики выявления и оценки продуктивных зон на месторождениях нефти и газа, сложенных карбонатными коллекторами"

На правах рукописи

БОЛЬШАКОВ МИХАИЛ НИКОЛАЕВИЧ

Разработка методики выявления и оценки продуктивных зон на месторождениях нефти и газа, сложенных карбонатными коллекторами

(на примере Оренбургского нефтегазоконденсатного

месторождения)

Специальность 25.00.12 - "Геология, поиски и разведка горючих

ископаемых»

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

ООЗ1604Э2

Москва-2007

003160492

Работа выполнена в Институте проблем нефти и газа РАН

Научный руководитель:

канд геол -мин наук Скибицкая Наталья Александровна

Официальные оппоненты:

докт геол-мин наук

Сидоренко Светлана Александровна

ИПНГРАН

канд геол-мин наук Политыкина Марта Андреевна ООО «ВолгоУралНИПИгаз»

Ведущая организация

Российский Государственный Университет Нефти и Газа им ИМ Губкина

Защита состоится 2007 года в 1500 на заседании

Диссертационного Совета Д 002 076 01 ИПНГ РАН в зале Ученого Совета Отзывы на автореферат можно присылать по адресу 119991, ГСП-1, г Москва, ул Губкина, 3

С диссертацией можно ознакомиться у ученого секретаря Диссертационного Совета Института проблем нефти и газа РАН

Автореферат разослан " 18 " сентября 2007г

Ученый секретарь Диссертационного Совета,

канд техн наук -—-----Ваганова М Н

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Карбонатные породы во многих районах развиты весьма широко, составляя в целом, как в стратиграфическом разрезе осадочных толщ, так и в пространстве обширные комплексы отложений, перспективы нефтегазоносности которых по существу оценены должным образом сравнительно недавно Карбонатные породы свойственны всей геологической шкале от докембрия до неогена По разным подсчетам в карбонатных коллекторах сосредоточено от 35 до 48 % запасов нефти и порядка 23-28 % газа в мире. В некоторых странах, например в Иране, Омане, Сирии, Мексике, доля запасов нефти, приуроченных к карбонатным коллекторам, достигает почти 100 %

В Российской Федерации наиболее широко карбонатные породы и карбонатные коллекторы нефти и газа представлены в Волго-Уральской области и Тимано-Печорской провинции, Оренбургско-Актюбинском Приуралье, Прикаспийской впадине, в районах Ставропольского края и Дагестана, на Северо-Западном Кавказе и в Припятской впадине, на Сибирской платформе и в других регионах Большой вклад в изучение нефтегазоносных карбонатных отложений внесли такие ученью как К И Багринцева, Р Крейз, В Г Кузнецов, Дж В Чилингар, ГЕ Арчи, ЮИ Марьенко, X Дж Биссел, Е М. Смехов, и др

По характеристикам вещественного состава и резкой изменчивости физических и коллекгорских свойств карбонатные породы-коллекторы крайне неоднородны Ввиду сложности строения большинства типов карбонатных пород, их неоднородности и своеобразия условий фильтрации в них флюидов выделение среди них пластов коллекторов, подсчет запасов нефти и газа, управление разработкой месторождения являются трудной задачей

В последний период в связи с бурным развитием в области вычислительной техники новые возможности для решения этих проблем дает компьютерное геолого-гидродинамическое моделирование Российскими и

зарубежными учеными и практиками проведено много исследовательских работ, направленных на снижение неопределенностей моделей Необходимо упомянуть таких авторов как Г Н Гогоненков, С Пирсон, С Н Закиров, Г М Золоева, М Райдер, С Б Денисов, Т С Изотова, Ч Пейтон, А Г Авербух, И А Мушин, Р Шерифф и др

Процесс построения детальной геологической модели предусматривает создание по комплексному анализу геофизической, геологической и промысловой информации подробной трехмерной сетки с горизонтальными слоями залежи, содержащей информацию о распределении коллекторов и литологических экранов, положении флюидальных контактов, о значениях коэффициентов пористости, проницаемости, нефтегазонасыщенности и закономерностях изменения их в объеме залежи Для насыщения сетки параметрами фильтрационно-емкостных свойств, такими как пористость, проницаемость, применяются детерминистский и стохастический (вероятностный) подходы.

В случае моделирования емкостных свойств продуктивных отложений месторождений углеводородов, сложенных карбонатными коллекторами, данные средства не могут учесть природу образования и развития очагов вторичных процессов преобразования структуры порового пространства, определяющих конечные коллекторские свойства пород продуктивных отложений

Общеизвестно, что выделение отдельных пропластков и их пачек в известняках - задача гораздо более сложная по сравнению с песчано-глинистыми отложениями Одним из объяснений этому является очаговый, существенно неоднородный характер пористости, как следствие вторичных процессов, затрудняющий идентификацию одного пласта или пропластка по пористости на соседних скважинах в пределах одного стратиграфического разреза Поэтому задача разработки методов, учитывающих закономерности развития очаговой пористости, применительно к месторождениям карбонатного типа крайне актуальна

Существует предположение о том, что форма и структура любых природных объектов определяется всеобщими математическими закономерностями, что нашло подтверждение в современных исследованиях в области физики, химии, биологии, медицины (Шмидт Ф К, О В Бецкий, ОЮ Грызлова) Такие очевидные примеры, как дерево, куст, колония кораллов - геометрически самоподобны, т е они состоят из повторяющихся элементов разных размеров. В данной работе автор поставил своей задачей проследить не прямое морфологическое подобие, а статистическое самоподобие, также воспроизводящееся на различных масштабах

Цель работы. Создание методики выявления высокопродуктивных зон на разрабатываемых карбонатных месторождениях нефти и газа, характеризующихся высокой неоднородностью и развитием очаговой пористости В основе работы использована теория о самоподобии в макро- и микро-мире характер распределения пористости в пласте подобен статистическим характеристикам распределения пор в породе

Основные задачи исследований:

1 Анализ и оценка применяемых подходов моделирования коллекторских свойств при создании геологической модели и подсчете запасов нефти и газа карбонатных месторождений.

2 Обоснование фрактально-самоподобного подхода для прогнозирования высокопористых зон применительно к карбонатным месторождениям углеводородов

3 Разработка системного подхода к моделированию очаговой пористости

4 Формирование очаговой геологической модели с целью создания впоследствии очаговой сеточной модели проницаемости для карбонатных месторождений и уточнения на ее основе технологической схемы разработки

Фактический материал.

Основным предметом исследования явились керновый материал, материалы геофизических исследований скважин на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении

Были изучены и проанализированы петрофизические свойства большого количества образцов (2000 штук) Полученный материал использован для выборки образцов, впоследствии изученных методами электронной микроскопии

На современном растровом электронном микроскопе Quanta 200, установленном в Институте кристаллографии, были сделаны снимки изучаемых образцов при различных увеличениях от 40 до 1600 С помощью разработанного автором программного обеспечения проведен анализ электронно-микроскопических снимков 200 образцов и исследована структура порового пространства коллекции образцов карбонатных пород ОНГКМ (возраст - Pi art, skm).

Проанализирован геофизический материал по 137 скважинам Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения.

Изучен и обобщен большой литературный материал, связанный с карбонатными породами, коллекторскими свойствами и их методами исследования, факторами, влияющими на развитие порового пространства Научная новизна работы в следующем-

Предложен очагово-кластерный (фрактальный) подход к методике моделирования зон повышенных коллекторских свойств месторождений, сложенных карбонатными коллекторами, учитывающий природу образования и развития очагов вторичных процессов

При моделировании распределения пористости в пласте (макроуровень) использованы статистические характеристики распределения пор в породе (микроуровень) в рамках теории о самоподобии

Впервые предложен динамический алгоритм осреднения скважинных данных, учитывающий неоднородный характер распространения пористости

Защищаемые положения:

1 Разработаны алгоритмы анализа коллекторских свойств пород по РЭМ-снимкам, реализованные в программном обеспечении «Коллектор»

2 Установлена обобщенная статистическая закономерность долевого распределения пор для данной стадии катагенетического преобразования карбонатных пород на ОНГКМ, т е участия пор определенного размера в формировании емкостных объемов

3 Выявлена закономерность относительного изменения степени расчлененности эффективных и неэффективных толщин с увеличением в разрезе доли эффективных толщин в общей толщине Данная закономерность отражает природу самоподобия и дает основания для очаговой модели прогнозирования высокопродуктивных зон карбонатных месторождений

4 Предложен динамический алгоритм осреднения скважинных

данных

Практическая ценность работы заключается в уточнении геологической модели месторождений, сложенных карбонатными коллекторами, путем применения очагово-кластерного подхода на основе Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения, повышение информативности и точности петрофизических исследований за счет изучения коллекторских свойств породы по снимкам РЭМ с помощью разработанного автором специализированного программного обеспечения «Коллектор» Данное программное обеспечение будет способствовать изучению структуры и свойств пород как карбонатного, так и иного происхождения

Реализация и внедрение результатов работы. Разработанный программный инструмент «Коллектор», основанный на анализе электронно-микроскопических изображений структуры порового пространства,

полученных методом катодолюминесценции, позволяет оценивать емкостные и фильтрационные свойства пород Результаты, полученные с помощью данной программы, были включены в ряд проектных документов по Оренбургскому НГКМ

Апробация работы. Основные материалы и защищаемые положения работы были доложены на XX и XXI Российских конференциях по электронной микроскопии (Черноголовка, 2005-2006 гг), семинарах Лаборатории проблем освоения нетрадиционных ресурсов, Всероссийской конференции "Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности" (Москва, 2007)

Публикации. По основному содержанию работы представлены 6 публикаций и 1 статья находится в печати

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и заключения Изложена на 156 страницах машинописного текста, включая 62 рисунка, 3 таблицы, список литературных источников из 69 наименований, 1 приложение

Работа была выполнена в Институте Проблем Нефти и Газа при РАН РФ в Лаборатории освоения нетрадиционных ресурсов под руководством к г-м н Н.А. Скибицкой Автор выражает признательность научному руководителю к г-м н Н,А Скибицкой, к г-м.н В А Кузьмину, к т н Д В Сурначеву, с н с В А Барамзиной, д т н С Н Закирову, д т н А И Ермолаеву, дтн ЭС Закирову, всем сотрудникам Лаборатории проблем освоения нетрадиционных ресурсов углеводородного сырья за ценные консультации и советы при постановке исследований и обсуждении результатов их выполнения, представителям фирмы «Системы для микроскопии и анализа» за предоставленную возможность исследований с помощью РЭМ, представителям компании «Яохаг» А В Рыбникову, ДН Болотнику, зав отделом геологии и геофизики ООО «ВолгоУрапНИПИгаз» МА Политыкиной, главному геологу В И Днист-рянскому и сотрудникам геологического отдела ООО «ОренбургГазПром»,

б

главному геологу ОГПУ А И Коршунову, к г-м н С М Карнаухову, д т н НА Гафарову

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Введение. Обосновывается актуальность рассматриваемой в диссертационной работе проблемы учета неоднородности (очаговости) вторичных процессов формирования и преобразования структуры порового пространства в карбонатных коллекторах при геологическом моделировании коллекторских свойств пласта Формулируются задачи выполненного исследования. Дается общая характеристика используемых методов решения поставленных задач Выделяется научная новизна, практическая ценность и апробация полученных результатов исследований

Глава 1. Общие сведения об Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении. Оренбургское НГКМ расположено к юго-западу от г. Оренбурга на территории нескольких районов (Оренбургский, Илекский и Переволоцкий) Открыто ОНГКМ в 1966 г, начиная с 1974 г, находится в промышленной разработке в связи с добычей газа. С 1984 г в пределах месторождения идет разработка нефтяных объектов

Оренбургское поднятие (вал), к которому приурочено Оренбургское НГКМ, имеет достаточно сложное строение в связи с проявлением в его пределах и седиментационных, и тектонических структуроформирующих факторов Протяженность поднятия, простирающегося в субпшротном направлении, более 100 км, ширина 10-20 км

В пределах площади ОНГКМ вскрыты отложения палеозойские (ордовик, девон, карбон, пермь) и мезокайнозойские

Наиболее детально поднятие изучено по горизонтам нижней перми По кровле артинской карбонатной толщи поднятие оконтуриваясь изогипсами минус 1600, 1650 и 1700 м, выделяется в виде структуры типа брахиантиклинальной складки Наиболее высокие отметки (минус 1230-1240)

поднятие имеет в центральной, сводовой части (район скважин 18Д, 106, 2030 и др)

На сегодня при рассмотрении ОНГКМ принято выделять в его пределах восточную, центральную и западную части в связи с наличием в составе поднятия трех куполов, соответственно. Восточного, Центрального и Западного

Относительно особенностей строения по более глубокозалегающим образованиям (карбон, ордовик) необходимо сказать, что в этих отложениях Оренбургское поднятие, судя по данным сейсмических исследований, также представляет собой достаточно крупную положительную структуру

По вышезалегающим кунгурским образованиям поднятию соответствует сложная система соляных куполов, прогибов (грабенов) и впадин (мульд) В центральной части площади месторождения абс. отметки соляных куполов от плюс 30 м до минус 150 м, на востоке - от плюс 100 м до минус 200 м В прогибах и впадинах отметки понижаются до минус 700-1000 м и даже до минус 1500 м

Ордовикские отложения представлены разнозернистыми песчаниками и алевролитами преимущественно полевошпатово-кварцевого состава, а также каолинито-гидрослюдистыми аргиллитами Породы частично метаморфизированы

Породы девонского возраста отмечены не повсеместно, а лишь участками, и представлены только средне- и верхнефаменским подъярусами Цитологически они представлены доломитами и известняками пелитоморфными, зернистыми, иногда органогенно-детритовыми В основании карбонатных пород отмечается пачка (в 1,5 м) песчаников и алевролитов.

Каменноугольные отложения также характеризуются преимущественным развитием карбонатных пород (доломитов и известняков), которые в отдельных частях разреза содержат прослои

терригенных отложений или аргиллитов (бобриковский горизонт), или песчаников (верейский горизонт)

Для пермских пород, представленных нижним и верхним отделами, характерно преимущественное развитие известняков, начиная от ассельского и до артинского (за исключением его кровельной части, сложенной ангидритами) Известняки органогенного происхождения преобладают в ассельском и артинском ярусах

Кунгурские породы представлены в нижней части (филипповский горизонт) известняками и ангидритами, а в верхней (иреньский горизонт) -почти исключительно каменной солью

Верхнепермские и вышележащие мезо-кайнозойские отложения представлены преимущественно терригенными образованиями глинами, алевролитами, песчаниками, содержащими прослои мергелей, известняков, а иногда (уфимский ярус), кроме того, ангидритов и гипсов

В разрезе, начиная от нижнепермских и до среднекаменноугольных отложений включительно, установлено более 10 продуктивных пластов, выделенных в процессе поисково-разведочных работ с указанием их стратиграфической приуроченности (например, пласт "плойчатые доломиты" филипповского горизонта) или с присвоенной им индексацией (Р1У, РУ-1 и тд)

В процессе разработки по центральной и западной частям месторождения определилось, что в их пределах продуктивность разреза обусловлена за счет трех достаточно мощных (иногда до 200 м) пачек пород, каждая из которых, имея в своем составе по несколько пластов, представляет собой самостоятельную гидродинамическую систему Они были выделены как эксплуатационные объекты I, П, Ш.

Среди других карбонатных месторождений, сходных в литологическом плане с Оренбургским, можно привести Вуктыльское, Харьягинское, Карачаганакское месторождения - с этими объектами было бы интересно провести аналогичные исследования

Глава 2. Оценка запасов углеводородного сырья карбонатных месторождений нефти и газа. Пористость относится к числу наиболее важных параметров, необходимых для подсчета запасов флюида, поэтому очень большое значение имеет ее точное определение

Подсчет запасов - это необходимый комплекс исследований по обобщению данных геологоразведочных, опытных и промышленных работ, выполненных на месторождении, направленный на создание объективных геологических моделей залежей, на основе которых в залежах определяется различными методами количество углеводородов и содержащихся в них полезных компонентов

От достоверности осуществляемых подсчетов запасов месторождений нефти и газа зависит топливно-энергетическая база государства, а значит и его экономическое развитие

Запасы нефти и газа могут быть определены объемным методом, методами, основанными на принципе материального баланса, статистическими методами Объемным методом запасы залежей нефти и газа или их частей могут быть определены при любой степени их изученности (как при разведочном бурении, так и в процессе разработки)

Основные проблемы объемного метода заключаются в объективном определении параметров, характеризующих объем пустотного пространства, насыщенного нефтью или свободным газом

Начальные запасы нефти, содержащиеся в залежи нефти или ее части определяются по формуле <2но = Мг„ Эфкпокнвр,

где Т7 - горизонтальная проекция площади залежи нефти или газа, /гнэф -среднее значение эффективной нефте(газо)насыщенной толщины пласта, кК -среднее значение коэффициента нефтенасыщенности, б - значение пересчетного коэффициента, учитывающего усадку нефти, р - среднее значение плотности нефти, кио - коэффициент открытой пористости.

Наиболее сложным является определение объема нефтенасыщенной части в карбонатных коллекторах Существующие методы не обеспечивают достаточную точность определения в связи с локальным неоднородным развитием в карбонатных коллекторах высокопористых зон, для чего требуется проведение специальных исследований Поэтому, используя универсальный объемный метод, целесообразно привлечь новые методы моделирования такого ключевого параметра как пористость, тем самым, совершенствуя статическую модель геологического объекта

Глава 3. Геологическое моделирование петрофизических параметров. Критерии моделирования. В результате геофизических исследований скважин мы имеем информацию о породах, непосредственно вскрытых скважиной, для того, чтобы составить представление о свойствах пород, их насыщении, динамике флюидов в межскважинном пространстве нам приходит на помощь ЗО моделирование Объемную модель резервуара можно использовать для подсчета балансовых и прогноза извлекаемых запасов углеводородов, проектирования разработки, анализа хода разработки и оценки остаточных запасов углеводородов на поздней стадии эксплуатации месторождения, для обоснования и размещения дополнительных скважин с целью извлечения остаточных запасов. Для моделирования петрофизических свойств на данный момент применяются две основные группы методов стохастические и детерминистские, либо имеет место комбинирование данных подходов. Для построения детерминированных моделей необходимо большое количество данных и высокая точность определения коллекторских свойств пород При отсутствии либо малой степени достоверности таких данных, но наличии сведений о закономерностях распределения ФЕС в объеме резервуара, целесообразно использовать стохастические модели залежей

Моделирование залежей, приуроченных к карбонатным коллекторам, имеет свои особенности Если разрез представлен чередованием хорошо коррелируемых поровых и плотных разностей, то вполне реализуемы

обычные методические приемы, применяемые для пластовых залежей в терригенных коллекторах

В случае если карбонатные массивы представлены нерасчлененной толщей, в которых емкостно-фильтрационные свойства контролируются не условиями седиментации отложений, а степенью развития вторичных, катагенетических процессов растрескиванием, выщелачиванием, перекристаллизацией и т д, автором предлагается другой подход Его основное отличие заключается в привлечении данных о микроструктуре порового пространства изучаемых отложений Использование таких данных позволяет представить статистические характеристики пустотного пространства образцов керна и пористости в пласте звеньями одной цепи разного масштаба, что отвечает фрактальному самоподобию природы, наблюдаемому повсеместно во множестве явлений Методика предполагает использование массива данных по геофизическим исследованиям скважин, количественный (долевое распределение пор) и качественный (соотношение трещин, каверн и поровой матрицы) анализ структуры порового пространства Конечным результатом является вероятностный прогноз очаговых зон с наилучшими емкостными показателями в виде сеточной модели распространения пористости в массиве залежи

Глава 4. Разработка подходов к методике моделирования пористости в карбонатных пластах сложного строения. На формирование структуры порового пространства карбонатных пород могут влиять различные процессы, такие как- перекристаллизация, доломитизация, кальцитизация, сульфатизация, процессы очагового фазового преобразования карбонатной матрицы (Дмитриевский А.Н, Скибицкая Н.А), т.е перестройки первичной структуры ее порового пространства, от плотной крупнокристаллической с первичной морфологией кристаллов через мелкокристаллическую субкапиллярнопоровую к крупнопоровой, крупнокристаллической структуре с новой морфологией кристаллов.

Описанные эволюционные процессы вторичных катагенетических преобразований охватывают не весь объем одновременно, а зарождаются очагово, как в микро-, так и в макрообъемах, согласуясь с очаговыми процессами литификации в объеме уплотняющихся иловых осадков на стадиях их раннего и позднего диагенеза Данная теория фазового преобразования матрицы теоретически обосновывает рассмотрение пор в породе и пористости в пласте с позиций самоподобия и фрактальности

Развитию фрактальной теории в огромной степени способствовал американский ученый Б Мандельброт Такие российские ученые как НП Запивалов, Г И Смирнов, В А Байков, В В Кадет и другие использовали фрактальный подход применительно к нефтегазовой отрасли

Изучение микроструктуры порового пространства проводилось путем анализа растровых электронно-микроскопических снимков, полученных способом катодолюминисценции по методике Кузьмина В А Этот метод является прямым и дает наиболее полное и объективное представление о структуре порового пространства Суть его заключается в исследовании образца породы, поровое пространство которого предварительно насыщается яюминесцирующим под электронным пучком органическим люминофором Полученные РЭМ-изображения представляют собой практически бинарные изображения, на которых светлые участки соответствуют порам, а темные -частицам

Для обработки растровых снимков при анализе структуры порового пространства автором совместно с сотрудниками лаборатории разработан программный инструмент «Коллектор», в котором впервые реализована возможность оценки емкостных и фильтрационных свойств пород по снимкам РЭМ

Программа написана на языке Borland Delphi и имеет прямое предназначение - анализ растровых электронно-микроскопических снимков Программа позволяет дифференцированно оценивать количество связанной воды, емкость, проницаемость по размерным группам пор, каналов и по

породе в целом, связанность поровых каналов, извилистость, количество капилярно-защемленной нефти и другие параметры Для оценки литологических факторов микростроения, влияющих на коллекторские свойства, программа позволяет оценивать плотность пор, периметр микроструктурных элементов, контакты, конфигурацию и другие оценочные параметры, включая анализ формы В программе заложена возможность моделирования изменений реального порового пространства в пластовых условиях связанного с набуханием компонентов породы, а также с технологическим воздействием при разработке залежей, например, кислотной обработки карбонатных пластов

Программа «Коллектор» позволила изучить электронно-микроскопические снимки коллекции из 200 образцов карбонатных пород (возраст - нижнепермские артинско-сакмарские отложения) по трем скважинам ОНГКМ 400, 420, 10019 Исследованные электронно-микроскопические снимки являются материалами лаборатории По результа-

Рис 1. Усредненная закономерность долевого распределения пор

там статистической обработки была создана сводная таблица морфологических и петрофизических параметров и построен набор гистог рамм В результате анализа электронно-микроскопических снимков выявлена закономерность долевого распределения пор, т е участия пор определенного размера в формировании емкостных объемов для текущей стадии катагенетического преобразования карбонатных пород на ОНГКМ (рис 1)

Как видно из рисунка 1 долевое распределение пор имеет степенной вид Б Мандельброт показал, что гиперболическое (степенное) распределение является свойством самоподобия, оно характерно для сложных систем, образование которых характеризуется процессами кластеризации Гиперболическая функция описывает резко неоднородное асимметричное распределение, что справедливо и для такой характеристики коллектора как пористость

-1- -1—1—)- гп и-

1000 V-- 1 1 < ! 1 1 1

|1м ; 1 1 I 1

! 9 л* * 1 I —:4— . 1 1 1 1 1 1 1 -1—1-1-( 1 1 1 1 «-к 1

* н • 1» »- —г 1 -1—гт- 1 1 -1—1-41 4 гт м- 1

1 1 1 1 1 1

;; • 1 1 —1_ Шг 1 1 ' } Ь | 1 1 1 1

с 2 10 _1_ 1 ' 1 ' 1 1 I 1 1 1 ы. 1 1

1 1 1 1 ^

[ 1 1 1 1 —-т-н—н 1 4 1 1 1 1 •VI Ч -1- 1 ■ 1 ) ТТ1 н-

1 1 Т"П • I 1 1 4 1 1 1 1 ГТ' >

¡; 1 1 4 I 1

■ 1 1 1 I • 1 ] 1 1 1 I 1 1

Средний диаме тр пор Оср, МНР 100 А

Рис 2 Связь среднего диаметра пор с их количеством на единицу площади поверхности (плотностью пор)

Связь на рисунке 2 отражает закономерность изменения среднего диаметра пор с изменением их количества и перехода к развитию все большей интенсивности очаговой кавернозности пород в процессе их вторичных катагенетических преобразований.

Изучение большого количества образцов карбонатных пород ОНГКМ показало, что на микроуровне распределение крупных пор носит нерегулярный очаговый характер. При этом при большем увеличении видно что, очаги мелких пор, сливаясь, образуют более крупные поры, которые в свою очередь формируют очаги более крупных пор (рис. 3).

Можно предположить, что такие ступенчатые процессы формирования иерархии пор в конечном итоге приводят к возникновению иерархии пористых зон в карбонатных пластах, сохраняя при этом статисти-

Рис. 3. Ступени очагового развития пористости на примере образца П-3, скв. 420. Модель, полученная с помощью программы «Коллектор».

ческое подобие микроуровня Это означает, что законы формирования пористости на микроуровне можно использовать для вероятностного прогноза пористых зон в карбонатных пластах, основываясь на принципе подобия

Глава 5. Методика моделирования очагов пористости в карбонатных пластах с использованием характеристик структуры порового пространства. На этапе обработки геофизической информации были рассмотрены 137 скважин центрального купола ОНГКМ, входящие в 1, 2,3, 12 промышленные участки

Под руководством геофизика лаборатории Барамзиной В А. был проведен анализ степени расчлененности карбонатного коллектора В качестве параметра расчлененности рассматривалось следующее отношение N N

—т-/ мтл. (в числителе - кол-во пластов-коллекторов в 1м эффективной

Кф ^некол

толщины, т е степень расчлененности толщины коллектора, в знаменателе -количество пропластков неколлектора на 1м неколлектора, т.е степень расчлененности толщины неколлектора).

В результате анализа установлено, что коэффициент относительной расчлененности (КОР) связан с параметром 11эф/Нобщ (доля эффективной толщины в общей) универсальной зависимостью (рис 16) и является показателем степени преобразованное™ пород. Коэффициент относительной расчлененности отражает универсальный закон очаговых процессов эволюционного развития метастабильных минеральных, органических или минерально-органических природных полимерных систем с высокой степенью самоорганизации

Данная зависимость справедлива как для всего разреза, так и для отдельных возрастных групп, т.е тождественна для всех рассмотренных горизонтов Р^, Р^кт, Р^вв, Сз, С\.2 Кроме того, аналогичная закономерность была получена в результате исследований и по другим месторождениям, сложенным карбонатными коллекторами, проведенных

ранее сотрудниками лаборатории, например по Карачаганакскому месторождению

20

18

16

1

г 10 2 6

4

2

0

0,0 0,1 0,2 03 0,4 0,5 0,6 07 0,8 0,9 1,0

Рис 4 Полученная связь коэффициента относительной расчлененности с долей эффективной толщины в общей толщине и огибающие ее кривые

Опишем эту зависимость системой уравнений Обозначим X - доля

эффективной толщины в общей толщине (доля коллекторов), У - отношение

степеней расчлененности толщин коллектора и неколлектора. Полученная,

отчетливо прослеживаемая связь может быть описана двумя огибающими, в

пространство между которыми попадает подавляющее большинство точек

В результате обработки данных по всем горизонтам для пары

огибающих было выбрано следующее представление

О 35х13

0 001<х<045

-<

Зх2-5 657х+2 95.

0 45 < х < 1 О

0.65х132, 0 001 <х <0 45

Зх2-6 1х+4, 0 45 < х < 1 О, где Бн, Бв - нижняя и верхняя огибающие

Полученная связь может являться базовой для выделения очаговых зон по вертикальному разрезу скважин, т е для трехмерного моделирования очаговой пористости. Кроме того, коэффициент относительной расчлененности может являться критерием для разделения пропластков на коллектор-неколлектор. При незначительной пористости отдельный пропласток можно отнести либо к слабопроницаемому коллектору, либо к неколлектору таким образом, чтобы значение КОР для рассматриваемого интервала легло на полученную связь

Вообще размещение трехмерных кластерных тел в пространстве представляет собой сложную задачу, для решения которой сделан первый шаг предложен динамический алгоритм осреднения исходной информации по скважинам, учитывающий неоднородный характер распространения пористости В дальнейшем в данной работе отработана методика для послойной очаговой модели, те рассмотрен двухмерный случай

Особенностью предлагаемого алгоритма осреднения скважинных данных является динамический выбор параметра осреднения, или, другими словами, разбиение по глубине всего исследуемого интервала данных конкретной скважины от кровли до подошвы пласта на подинтервалы Размеры (мощность) этих интервалов разбиения в алгоритме выбирается таким образом, чтобы часть исходных данных, на них попавших, удовлетворяла эмпирическому правилу, справедливому в целом для всех скважин, вскрывших эту залежь (следствие гипотезы о самоподобии) А именно, доля коллекторов (Ьэфф/Но6щ) и отношение расчлененности коллекторской части (ТМтрещ + ^ещ.пор + 1ЧЛОр)/11Эфф к расчлененности неколлекторской части 1ЧПЛотн/Ьплотн каждого выделяемого интервала

19

разбиения должны удовлетворять обобщенной зависимости (рис 3) Таким образом должны быть справедливы неравенства FH(X) < Y < FB(X), т е точка попадает в область на плоскости, ограниченную двумя кривыми Здесь функции FH(X), FB(X) - нижняя и верхняя огибающие совокупности всех точек в плоскости (XOY), каждая из которых соответствует паре значений (X,Y), вычисленной для конкретной скважины залежей ОНГКМ

Кластерные структуры на первом этапе предложено описать огибающими окружностями Огибающие должны вмещать совокупности вложенных связных подмножеств, с монотонно убывающим от ядра к периферии значением функции пористости

Вопрос о размерах кластерных образований предлагается решить следующим образом Очевидно, что в ходе эволюции структуры порового пространства размеры кластеров увеличиваются как по вертикали, так и в горизонтальном направлении При отсутствии данных горизонтального бурения сложно судить о степени анизотропии, поэтому, в первом приближении, допускаем, что приведенный радиус очага прямо пропорционален значению пористости в ядре очага R ~ Кп Огибающей, имеющей максимальное значение очаговой пористости в ядре кластера, ставится в соответствие максимальный радиус корреляции, полученный по вариограммам Значение максимальной пористости выбирается с помощью анализа массива геофизических данных по всем скважинам в породах одного возраста В результате анализа вариограмм, построенных в 2-х направлениях, возможный максимальный радиус Rmax выбран равным 1500 м, максимальной пористости в объеме пласта Pi art ОНГКМ на опытно-промышленном участке ГП-2 соответствует значение 30%, отсюда получаем связь радиуса огибающей от пористости в центре очага R = 5000*А"П

Месторасположение ядер очагов выбирается следующим образом: 1) В случае если в зоне радиуса Ru с центром в скважинном блоке 1-й скважины не содержится иных скважин, то данный блок считается ядром кластера,

2) Если в зону радиуса Я, попадает более одного скважинного блока, то рассчитываются оптимальные координаты расположения ядра так, чтобы значения пористости всех блоков принадлежали одному из подмножеств объемлющего множества (рис. 5).

коллектора:

трещинный

тре щи нно-поровый

субкапиллярно-црровый

крупнопорово-поровый

Рис, 5. Возможное расположение центра кластера в отдельном пропластке.

Далее, имея в своем распоряжении полученное на предыдущем этапе распределение пор по площадям, легко найти площадную долго каждого подмножества (кольца) по отношению к площади всей огибающей. При этом мы делаем предположение, что пористость в пласте распределена по тому же закону, что и поры в породе, т.е. на соответствующей гистограмме по оси абсцисс заменяем значение площади пор на пористость К„,

Ситуации, при которых кластеры перекрывают друг друга, разрешаются в пользу большего значения пористости. Для получения устойчивой итоговой модели целесообразно провести осреднение по нескольким (3-5) реализациям.

Будем считать, что создана регулярная ЗО сетка с постоянным числом слоев и проведена процедура осреднения скважинных данных. Каждый слой такой сетки является 2-х мерным объектом, с ненулевым значением осредненного параметра в ячейках, через которые прошли траектории скважин. С помощью переборного алгоритма были вычислены координаты

оптимального размещения центров кластеров для 50 слоев, соответствующих первой пачке артинского горизонта мощностью 25 м Чтобы проверить работоспособность алгоритма в моделировании не участвовала скважина 1-ВМС Далее были сопоставлены значения полученного параметра и интерпретированной пористости скважины 1-ВМС, осредненной на соответствующие ячейки по всем слоям сетки На рис 6 приведена корреляционная кривая между прогнозными и реальными осредненными значениями.

Пористость по очаговой модели, д ед.

Рис 6 Корреляционная связь между прогнозными и реальными осредненными значениями по пористости скв 1-ВМС

Для сравнения на рис 7 приведено аналогичное сопоставление реальных данных с результатами моделирования методом стохастического крайкинга, проведенного совместно Лабораторией проблем освоения нетрадиционных ресурсов углеводородного сырья и специалистами компании ЛОХАЛ Как видно из рисунка значение корреляции составляет 0,67, что можно принять как вполне приемлемый показатель по сравнению со значением 0,34 по стохастической модели Справедливо будет отметить, что скважина 1-ВМС расположена близко по отношению к соседним скважинам,

"что при любом способе моделирования благоприятно сказывается па точности результата.

Рис, 7. Корреляционная связь между результатами моделирования пористости методом стохастического крайкинга И реальными осредненными значениями по пористости скв. 1-ВМС.

Па рис. 8-9 показана роль трещин но-норовых и поровых коллекторов в формировании проницаемости для всех продуктивных горизонтов и в частности для горизонта Pi для скважины 1 -ВМС Оренбургского НГКМ.

Трещин но-поровые коллекторы (К п <6-^8%) характеризуются субкапиллярно-поровой матрицей с проницаемостью от 0,01 до 0,1 мД. Если в артинских и сакмарских отложениях доля су б капиллярно-поровых коллекторов составляет 30-50%, то в ассельских отложениях доля их составляет менее 10%. Коллекторы с Кп >6-г8% имеют проницаемость >0,1 мД, значения которой быстро растут не только с увеличением коэффициента пористости пород, но также определяются развитием в субкапиллярно-поровых коллекторах крупных пор и их всс большей связанностью в фильтрующие каналы.

Коэффициент открытой пористости Кл о ,%

• Р1_АЯТ

• Р1_5ст В Р1_А$в в СЗ

• С2_ГАЗ_Мзсковскии ярус

• С2_ГАЗ-ВОДА_Мэс ко ас ки й ярус

• С2_ВОДА НЕФТЬ_М5СКОВСКИЙ ярус й С2 ВОДА_М0СК08СКИИ ярус ® С2 ВОДА_Башкирскии ярус

Рис 8 Сопоставление коэффициента абсолютной проницаемости пород по газу параллельно напластованию (Кабс пр И) с коэффициентом открытой пористости (Кп о ) для всех продуктивных горизонтов (ОНГКМ, Скв 1-ВМС)

Использование петрофизических связей, описывающих изменение свойств пород месторождения, в том числе структуры порового пространства и проницаемости, в сочетании с предложенным подходом выделения очагов и зон развития пористости может служить не только для подсчета запасов, но и помочь в уточнении гидродинамической связи между скважинами на основании уточненной сеточной модели проницаемости, построенной с учетом развития очагов, их характеристик и взаимосвязи между очагами

Рис 9 Сопоставление коэффициента абсолютной проницаемости пород по газу параллельно напластованию (КабспрП) с коэффициентом открытой пористости (Кп о.) для горизонта Р1 ш (ОНГКМ, Скв 1-ВМС)

В Заключении приведены основные выводы и результаты работы

1 Разработано программное обеспечение «Коллектор» для анализа коллекторских свойств пород по РЭМ-снимкам

2 С помощью программы «Коллектор» изучена коллекция образцов по нескольким скважинам ОНГКМ - 420, 10019, 400 - и получены разносторонние статистические характеристики пород, установлена закономерность долевого распределения пор

3 На основании анализа структуры порового пространства и анализа коллекторских свойств по большой выборке скважин обоснован

25

фрактально-самоподобный подход для прогнозирования высокопористых зон месторождений, сложенных карбонатными коллекторами

4 Предложен методический подход к моделированию очаговой пористости по известным характеристикам структуры порового пространства и коллекторским свойствам скважин для всей толщи ОНГКМ и других месторождений, сложенных карбонатными коллекторами Создана очаговая геологическая модель пористости опытного участка ОНГКМ, которая показала хорошую согласованность с реальными данными

В Приложении представлено описание функциональных возможностей программного обеспечения

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих печатных работах:

1 Скибицкая Н А, Сурначев Д В , Большаков М Н, Кузьмин В А Моделирование пористости в карбонатных пластах на примере Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения. //Известия высших учебных заведений Геология и разведка 2007 №3 С 71-74

2 Большаков М Н, Скибицкая Н А, Кузьмин В А Изучение структуры порового пространства в растровом электронном микроскопе (РЭМ) с помощью компьютерной программы "Коллектор" //Поверхность Рентгеновские, синхротронные и нейтронные исследования 2007. №8 С 108111

3 Большаков М.Н, Скибицкая Н А, Кузьмин В А Моделирование емкостных характеристик в карбонатных коллекторах месторождений нефти и газа с использованием РЭМ анализа пород //Тез докл XXI Российской конференции по электронной микроскопии Черноголовка- Богородский печатник 2006. С 163

4. Большаков МН., Скибицкая НА, Кузьмин В А Программное обеспечение «Коллектор» для анализа структурных параметров и петрофизических свойств нефтегазонасыщенных пород по электронно-

микроскопическим изображениям. //Тез. докл Всероссийской конференции "Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности". М .ГЕОС. 2007 С 41

5. Скибицкая Н А, Большаков М Н, Кузьмин В А. Моделирование процессов формирования и преобразования пористой среды в карбонатных коллекторах месторождений нефти и газа с использованием РЭМ анализа пород. //Тез. докл XX Российской конференции по электронной микроскопии. Черноголовка Богородский печатник 2005. С.146

6. Скибицкая Н.А, Большаков МН, Кузьмин В А Программное обеспечение для анализа коллекторских свойств нефтегазонасьпценных пород по РЭМ -изображениям. //Тез. докл. XXI Российской конференции по электронной микроскопии. Черноголовка: Богородский печатник 2006 С 164

7. Скибицкая Н А, Сурначев Д В., Большаков М.Н, Кузьмин В А Моделирование емкостных характеристик пористой среды в карбонатных коллекторах месторождений нефти и газа с использованием РЭМ анализа пород. // Сборник трудов по петрофизике ЯГО и POO М АИС (сдано в печать)

Соискатель м Н. Большаков

Подписано в печать 20 09 2007 г Исполнено 20 09 2007 г Печать трафаретная

Заказ № 782 Тираж 100 экз

Типография «11-й ФОРМАТ» ИНН 7726330900 115230, Москва, Варшавское ш, 36 (495) 975-78-56 www autoreferat го

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Большаков, Михаил Николаевич

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ ОРЕНБУРГСКОМ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ.

2. ОЦЕНКА ЗАПАСОВ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ КАРБОНАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА.

2.1. Методы подсчета начальных балансовых запасов нефти и свободного газа, основанные на принципе материального баланса.

2.2. Статистический метод подсчета запасов.

23. Объемный метод подсчета начальных балансовых запасов нефти и газа. Пористость как важнейший параметр оценки запасов объемным методом.

3. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ, КРИТЕРИИ МОДЕЛИРОВАНИЯ.

4. РАЗРАБОТКА ПОДХОДОВ К МЕТОДИКЕ МОДЕЛИРОВАНИЯ ПОРИСТОСТИ В КАРБОНАТНЫХ ПЛАСТАХ СЛОЖНОГО СТРОЕНИЯ.

4.1. Пористость пород н факторы, влияющие на ее развитие.

4.1.1. Пористость.

4.1.2. Формирование порового пространства карбонатных пород.

4.1.3. Лабораторное изучение пористости.

4.1.4. Определение коэффициента пористости геофизическими методами.

4.1.5. Формирование очаговой пористости за счет фазовых преобразований карбонатной (органо-мииеральной) матрицы.

4.2. Общие сведения о самоподобии и фракталах.

4.2.1 Применение теории фракталов в нефтегазовой отрасли.

4.3. Разработка программного обеспечения для изучения структуры порового пространства по РЭМ-изображениям.

4.3.1. Морфологический анализ структуры. Подготовка образцов к морфологическому анализу

4.3.2. Количественные морфологические показатели микроструктуры

4.33. Анализ фильтрационных свойств породы

4.3.4. Моделирование набухания.

4.3.5. Анализ полидисперсной структуры.

43.6. Статистическая обработка результатов.

4.4. Результаты анализа особенностей порового пространства карбонатных пород ОНГКМ.

5. МЕТОДИКА МОДЕЛИРОВАНИЯ ОЧАГОВ ПОРИСТОСТИ В КАРБОНАТНЫХ ПЛАСТАХ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ХАРАКТЕРИСТИК СТРУКТУРЫ ПОРОВОГО

ПРОСТРАНСТВА.

5.1. Результаты анализа скважннных данных по пористости Оренбургского НГКМ.

5.2 Математическое описание поведения эмпирической связи.

5.3. Алгоритм прогнозирования очагов пористости в единичном слое 31>-сетки геологической модели.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка методики выявления и оценки продуктивных зон на месторождениях нефти и газа, сложенных карбонатными коллекторами"

Актуальность работы. Карбонатные породы во многих районах развиты весьма широко, составляя в целом, как в стратиграфическом разрезе осадочных толщ, так и в пространстве обширные комплексы отложений, перспективы нефтегазоносности которых по существу оценены должным образом сравнительно недавно. Карбонатные породы свойственны всей геологической шкале: от докембрия до неогена. По разным подсчетам в карбонатных коллекторах сосредоточено от 35 до 48 % запасов нефти и порядка 23-28 % газа в мире. В некоторых странах, например в Иране, Омане, Сирии, Мексике, доля запасов нефти, приуроченных к карбонатным коллекторам, достигает почти 100 %.

В Российской Федерации наиболее широко карбонатные породы и карбонатные коллекторы нефти и газа представлены в Волго-Уральской области и Тимано-Печорской провинции, Оренбургско-Актюбинском Приура-лье, Прикаспийской впадине, в районах Ставропольского края и Дагестана, на Северо-Западном Кавказе и в Припятской впадине, на Сибирской платформе и в других регионах. Большой вклад в изучение нефтегазоносных карбонатных отложений внесли такие ученые как К.И. Багринцева, Р. Крейз, В.Г. Кузнецов, Дж. В. Чилингар, Г.Е. Арчи, Ю.И. Марьенко, X. Дж. Биссел, Е.М. Смехов, и др.

По характеристикам вещественного состава и резкой изменчивости физических и коллекторских свойств карбонатные породы-коллекторы крайне неоднородны. Ввиду сложности строения большинства типов карбонатных пород, их неоднородности и своеобразия условий фильтрации в них флюидов выделение среди них пластов коллекторов, подсчет запасов нефти и газа, управление разработкой месторождения являются трудной задачей.

В последний период в связи с бурным развитием в области вычислительной техники новые возможности для решения этих проблем дает компьютерное геолого-гидродинамическое моделирование. Российскими и зарубежными учеными и практиками проведено много исследовательских работ, направленных на снижение неопределенностей моделей. Необходимо упомянуть таких авторов как Г.Н. Гогоненков, С. Пирсон, С.Н. Закиров, Г.М. Зо-лоева, М. Райдер, С.Б. Денисов, Т.С. Изотова, Ч. Пейтон, А.Г. Авербух, И.А. Мушин, Р. Шерифф и др.

Процесс построения детальной геологической модели предусматривает создание по комплексному анализу геофизической, геологической и промысловой информации подробной трехмерной сетки с горизонтальными слоями залежи, содержащей информацию о распределении коллекторов и литологических экранов, положении флюидальных контактов, о значениях коэффициентов пористости, проницаемости, нефтегазонасыщенности и закономерностях изменения их в объеме залежи. Для насыщения сетки параметрами фильтрационно-емкостных свойств, такими как пористость, проницаемость, применяются детерминистский и стохастический (вероятностный) подходы.

В случае моделирования емкостных свойств продуктивных отложений месторождений углеводородов, сложенных карбонатными коллекторами, данные средства не могут учесть природу образования и развития очагов вторичных процессов преобразования структуры порового пространства, определяющих конечные коллекторские свойства пород продуктивных отложений.

Общеизвестно, что выделение отдельных пропластков и их пачек в известняках - задача гораздо более сложная по сравнению с песчано-глинистыми отложениями. Одним из объяснений этому является очаговый, существенно неоднородный характер пористости, как следствие вторичных процессов, затрудняющий идентификацию одного пласта или пропластка по пористости на соседних скважинах в пределах одного стратиграфического разреза. Поэтому задача разработки методов, учитывающих закономерности развития очаговой пористости, применительно к месторождениям карбонатного тала, очевидна и крайне актуальна.

Существует предположение о том, что форма и структура любых природных объектов определяется всеобщими математическими закономерностями, что нашло подтверждение в современных исследованиях в области физики, химии, биологии, медицины (Шмидт Ф.К., О.В. Бецкий, О.Ю. Грызлова). Такие очевидные примеры, как дерево, куст, колония кораллов - геометрически самоподобны, т.е. они состоят из повторяющихся элементов разных размеров. В данной работе автор поставил своей задачей проследить не прямое морфологическое подобие, а статистическое самоподобие, также воспроизводящееся на различных масштабах.

Цель работы. Создание методики выявления продуктивных зон на разрабатываемых карбонатных месторождениях нефти и газа, характеризующихся высокой неоднородностью и развитием очаговой пористости. В основе работы использована теория о самоподобии в макро- и микро-мире: характер распределения пористости в пласте подобен статистическим характеристикам распределения пор в породе.

Основные задачи исследований:

1. Анализ и оценка применяемых подходов моделирования коллек-торских свойств при создании геологической модели и подсчете запасов нефти и газа карбонатных месторождений.

2. Обоснование фракгально-самоподобного подхода для прогнозирования высокопористых зон применительно к карбонатным месторождениям углеводородов.

3. Разработка системного подхода к моделированию очаговой пористости.

4. Формирование очаговой геологической модели с целью создания впоследствии очаговой сеточной модели проницаемости для карбонатных месторождений и уточнения на ее основе технологической схемы разработки.

Фактический материал.

Основным предметом исследования явились керновый материал, материалы геофизических исследований скважин на Оренбургском нефтегазо-конденсатном месторождении.

Были изучены и проанализированы петрофизические свойства большого количества образцов (2000 штук). Полученный материал был использован для выборки образцов, впоследствии изученных методами электронной микроскопии

На современном растровом электронном микроскопе Quanta 200, установленном в Институте кристаллографии, были сделаны снимки изучаемых образцов при различных увеличениях: от 40 до 1600. С помощью разработанного автором программного обеспечения был проведен анализ электронно-микроскопических снимков 200 образцов и исследована структура порового пространства коллекции образцов карбонатных пород ОНГКМ (возраст - Pi art, Pi skm).

Проанализирован геофизический материал по 137 скважинам Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения.

Изучен и обобщен большой литературный материал, связанный с карбонатными породами, коллекгорскими свойствами и их методами исследования, факторами, влияющими на развитие порового пространства.

Научная новизна работы в следующем:

Предложен очагово-кластерный (фрактальный) подход к методике моделирования зон повышенных коллекторских свойств месторождений, сложенных карбонатными коллекторами, учитывающий природу образования и развития очагов вторичных процессов.

При моделировании распределения пористости в пласте (макроуровень) использованы статистические характеристики распределения пор в породе (микроуровень) в рамках теории о самоподобии.

Впервые предложен динамический алгоритм осреднения сква-жинных данных, учитывающий неоднородный характер распространения пористости.

Защищаемые положения:

1. Разработаны алгоритмы анализа коллекгорских свойств пород по РЭМ-снимкам, реализованные в программном обеспечении «Коллектор».

2. Установлена обобщенная статистическая закономерность долевого распределения пор для данной стадии катагенетического преобразования карбонатных пород на ОНГКМ, т.е. участия пор определенного размера в формировании емкостных объемов.

3. Выявлена закономерность относительного изменения степени расчлененности эффективных и неэффективных толщин с увеличением в разрезе доли эффективных толщин в общей толщине. Данная закономерность отражает природу самоподобия и дает основания для очаговой модели прогнозирования высокопродуктивных зон карбонатных месторождений.

4. Предложен динамический алгоритм осреднения скважинных данных.

Практическая ценность работы заключается в уточнении геологической модели месторождений, сложенных карбонатными коллекторами, путем применения очагово-кластерного подхода на основе Оренбургского неф-тегазоконденсатного месторождения; повышение информативности и точности петрофизических исследований за счет изучения коллекгорских свойств породы по снимкам РЭМ с помощью разработанного автором специализированного программного обеспечения «Коллектор». Данное программное обеспечение будет способствовать изучению структуры и свойств пород как карбонатного, так и иного происхождения.

Реализация и внедрение результатов работы. Разработанный программный инструмент «Коллектор», основанный на анализе электронно-микроскопических изображений структуры порового пространства, полученных методом катодолюминесценции, позволяет оценивать емкостные и фильтрационные свойства пород. Результаты, полученные с помощью данной программы, были включены в ряд проектных документов по Оренбургскому НГКМ.

Апробация работы. Основные материалы и защищаемые положения работы были доложены на XX и XXI Российских конференциях по электронной микроскопии (Черноголовка, 2005-2006 гг.), семинарах Лаборатории проблем освоения нетрадиционных ресурсов, Всероссийской конференции "Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности" (Москва, 2007).

Публикации. По основному содержанию работы представлены 6 публикаций и 1 статья находится в печати.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и заключения. Изложена на 156 страницах машинописного текста, включая 62 рисунка, 3 таблицы, список литературных источников из 69 наименований, 1 приложение.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Большаков, Михаил Николаевич

Заключение.

В результате выполнения работы были достигнуты следующие цели:

1. Разработано программное обеспечение «Коллектор» для анализа коллекгорских свойств пород по РЭМ-снимкам.

2. С помощью программы «Коллектор» изучена коллекция образцов по нескольким скважинам ОНГКМ и получены разносторонние статистические характеристики пород.

3. На основании анализа коллекгорских свойств по большой выборке скважин показано, что на ОНГКМ существуют очаговые процессы формирования эффективной пористости. Предложен динамический алгоритм осреднения скважинных данных.

4. Предложен алгоритм построения кластеров, который может быть положен в основу конструирования резервуара по известным характеристикам структуры порового пространства и коллекторским свойствам скважин для всей толщи ОНГКМ и других карбонатных месторождений сложного строения. Построенная структура очагов и порожденных ими кластеров на отдельном участке показала хорошую согласованность с реальными данными.

Предложенный методический подход нуждается в развитии и требует ряд усложнений, в частности - уход от линейности при вычислении размеров кластеров, создание алгоритма для трехмерного размещения очаговых структур в объеме пласта. Подтверждение результатов моделирования можно получить при сравнении с данными горизонтального бурения.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Большаков, Михаил Николаевич, Москва

1. Абдулмазитов Р.Г., Насыбуллин А.В., Сатгаров Р.З. Особенности моделирования разработки карбонатных отложений залежей 302-303 Ромашкинско-го месторождения. //Нефтяное хозяйство. 2005. №7. С.50-51.

2. Амикс Дж., Басс Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта. М., Гостоптехиздат, 1962. 572 с.

3. Арчи Г.Е. Классификация пористых карбонатных пород и их петро-физические свойства. Вопросы промысловой геофизики. Сб. статей. Гостоптехиздат, 1957.

4. Афанасьев Н.Ф., Бочко Р.А. Методика изучения структуры пористых тел по их электронно-микроскопическим изображениям. //Изв. АН СССР. Сер. Физическая. 1970. 34(7). С.1594-1599.

5. Багринцева К.И., Трещиноватость осадочных пород. М.:Недра, 1982.256 с.

6. Багринцева К.И., Условия формирования и свойства карбонатных коллекторов нефти и газа. М.:РГГУ, 1999.285 с.

7. Багринцева К.И., Дмитриевский А.Н., Бочко Р.А. Атлас карбонатных коллекторов месторождений нефти и газа Восточно-Европейской и Сибирской платформ. /Под ред. К.И. Багринцевой. М., 2003.264 с.

8. Барсуков О.А., Блинова Н.М., Выборных С.Ф., Гулин Ю.А., Дахнов В.Н., Ларионов В.В., Холин А.И. Радиоактивные методы исследования нефтяных и газовых скважин. М., Гостоптехиздат, 1958.314 с.

9. Берлин А.В. Петрофизические основы гидродинамического моделирования разработки месторождений. //Нефтяное хозяйство. 2006. №7. С.87-88.

10. Богданович Н.Н. Влияние структуры емкостного пространства на фильтрационные свойства карбонатных коллекторов. //Тез. докл. Научно-практической конференции "Современные проблемы промысловой геофизики" РГУ НГ им. И.М. Губкина. 2005. С. 12-13.

11. Борисенко З.Г., Сосон М.Н. Подсчет запасов нефти объемным методом. М., «Недра», 1973.176 с.

12. Вопросы промысловой геофизики. Сборник статей под ред. В.Н. Дахнова, М., Гостоптехиздат, 1957. 489 с.

13. Гутман И.С. Методы подсчета запасов нефти и газа. М., «Недра» , 1985. 223 с.

14. Гутман И.С., Уразова М.Ю. Подсчет запасов нефти, свободного газа и конденсата. М., ГАНГ, 1995.62 с.

15. Дахнов В.Н., Долина Л.П. Геофизические методы изучения нефтегазоносных коллекторов. М., Гостоптехиздат, 1959.267 с.

16. Дахнов В.Н. Электрические и магнитные методы исследования скважин. М., Недра, 1981. 344 с.

17. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород. М., Недра, 1985. 310 с.

18. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. М., Недра, 1982. 448 с.

19. Денисов С.Б. Построение детальных геологических моделей нефтяных месторождений // Геофизика. 1998. №1. С.45-47.

20. Добрынин В.М., Венделыптейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Петрофизика (физика горных пород). М., Нефть и газ, 2004.367 с.

21. Долгунин А.В. Роль фрактальных понятий в исследованиях по геологии нефти и газа. //Геология нефти и газа. 1996. №11. С.44-47.

22. Дьяконов Д.И., Леонтьев Е.И., Кузнецов Г.С. Общий курс геофизических исследований скважин. М., Недра, 1977. 431 с.

23. Жданов М.А. Нефгегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. М., «Недра», 1981,453 с.

24. Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология. М., Гостоптехиздат, 1962. 536 с.

25. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Индрупский И.М. Новые представления в 3D геологическом и гидродинамическом моделировании. //Нефтяное хозяйство. 2006. №1. С.34-35.

26. Запивалов Н.П., Смирнов Г.И. Фракталы в нефтегазовой геологии и геофизике. //Бурение и нефть. 2003. №6. С. 13-15.

27. Зельдович Я.Б., Соколов Д.Д. Фрактали, подобие, промежуточная асимптотика. //Успехи физических наук. 1985. Т. 146, Вып.З. С.493-506.

28. Золоева Г.М., Денисов С.Б., Билибин С.И. Геолого-геофизическое моделирование залежей нефти и газа, М., «Нефть и газ», 2005, 170 с.

29. Золоева Г.М., Фарманова Н.В., Царева Н.В. и др. Изучение карбонатных коллекторов методами промысловой геофизики. М., Недра, 1977.176 с.

30. Иванов A.M. Комплексное изучение карбонатных пород как коллекторов нефти и газа. М., Недра, 1976.295 с.

31. Иманов А.М. Использование фрактальной характеристики при анализе и прогнозировании процесса выработки запасов нефти из залежи. Автореф. дисс. на соиск. учен. степ, к-та техн. наук. Краснодар, «НК «Роснефть» -НТЦ», 2006.21 с. с ил.

32. Кадет В.В. Введение в теорию перколяции: учебное пособие/РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. М., 1998. 57 с.

33. Классификация запасов и ресурсов нефти и горючих газов. Минприроды РФ, 2005.

34. Кобранова В.Н., Лепарская Н.Д. Определение физических свойств горных пород. М., Гостоптехиздат, 1957.160 с.

35. Кобранова В.Н. Физические свойства горных пород. М., Гостоптехиздат, 1962.490 с.

36. Комаров С.Г. Каротаж по методу сопротивлений. Интерпретация. М., Гостоптехиздат, 1950. 229 с.

37. Котяхов Ф.И. Основы физики нефтяного пласта. М., Гостоптехиздат, 1956.364 с.

38. Кузнецов В.Г. Природные резервуары нефти и газа карбонатных отложений, М., Недра, 1992.240 с.

39. Кузьмин В.А. Методика изучения пустотного пространства пород в РЭМ. //Тез. докл. 6-й Всесоюзной конференции "Коллекторы нефти и газа на больших глубинах" МИНГ.1987. С.196.

40. Кузьмин В.А. Способ количественного исследования порового пространства горных пород. Авт. свид.№799538, бюл. № 12, 1980 (приоритет от 12.09.1979).

41. Лозин Е.В., Леви В.Б. Результаты геологического и гидродинамического моделирования переформирования нефтяных месторождений после первичной разработки. //Нефтяное хозяйство. 2005. №10. С.40-41.

42. Мандельброт Б. Фрактальная геометрия природы. Ижевск, Институт компьютерных исследований, 2002.666 с.

43. Михайлов Н.Н. Проницаемость пластовых систем. М., Нефть и газ, 2006. 185 с.

44. Орлов Л.И., Карпов Е.Н., Топорков В.Г. Петрофизические исследования коллекторов нефти и газа. М., Недра, 1987.216 с.

45. Поляков В.В., Кучерявский С.В. Фрактальный анализ структуры пористых материалов. //Письма в ЖТФ. 2001. том 27, вып. 14. С.42-45.

46. Руководство пользователя ШАР RMSgeomod, Release 7.2,168 с.

47. Скибицкая Н.А., Кузьмин В.А. Влияние структуры емкостного пространства карбонатных коллекторов на остаточное нефтенасыщение. //Тез. докл. научно-практической конференции "Современные проблемы промысловой геофизики", М., 2005. С.24-25.

48. Скибицкая Н.А., Яковлева О .П., Григорьев Г.А., Доманова Е.Г. и др. Новые представления о породообразующем карбонатном веществе (геобиополимере) залежей углеводородов. //Сб. «Фундаментальные проблемы нефти и газа». М, 1996. Т.4. С.48-63.

49. Скибицкая Н.А., Яковлева О.П., Соколов В.Н., Кузьмин В.А. и др. Эволюционные процессы самоорганизации и фазовых преобразований породообразующего минерально-органического вещества залежей углеводородов. //Газовая промышленность. 1997., №7. С.24-29.

50. Смехов Е.М. Закономерности размещения карбонатных трещинных коллекторов нефти и газа: опыт методических исследований. Л., Недра, 1977. 120 с.

51. Соколов В.Н., Ковбаса С.И., Гальперин Ю.М., Румянцева Н.А. Процессорные измерения характеристик структуры твердых тел по их РЭМ-изображениям. //Известия АН СССР, сер. физич., 1990. т.54, № 2. С. 219-226.

52. Соколов В.Н., Кузьмин В.А. Применение компьютерного анализа РЭМ-изображений для оценки емкостных и фильтрационных свойств пород- коллекторов. //Изв. РАН. сер. физ., 1993. т.57, №8. С.94.

53. Соколов В.Н., Юрковец Д.И., Разгулина О.В., Мельник В.Н. Использование Фурье-анализа РЭМ-изображений для получения морфологических характеристик микроструктуры. //Известия Акад. Наук, сер. физич., 1998. т.62, №3. С. 450-454.

54. Соколов В.Н., Юрковец Д.И., Разгулина О.В., Мельник В.Н. Компьютерный анализ неоднородных полидисперсных пористых структур по РЭМ изображениям. //Известия Акад. Наук, сер. физич., 1999. т.63, № 7. С. 1328-1331.

55. Справочник геофизика, т. 1. М., Гостоптехиздат, 1960.636 с.

56. Страхов Н.М., Избранные труды. Проблемы осадочного рудообразования. М., Наука, 1986. 583 с.

57. Сысоев А.П., Ухлова Г.Д. Объемные сейсмологические модели современный формат представления геологических моделей регионального уровня. //Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2005. № 12. С.3443.

58. Федер Е. Фракталы. М., Мир, 1991.254 с.

59. Фракталы в физике. Труды международного симпозиума по фракталам в физике (МЦТФ, Триест, Италия, 9-12 июля, 1985). Под редакцией JI. Пьетро-неро и Э. Тозатги. М., Мир, 1988,670 с.

60. Хисамов Р.С., Дияшев Р.И., Стыков В.В., Полушин В.И. Построение и применение постоянно действующей геолого-технологической модели для длительно разрабатываемого месторождения. //Нефтяное хозяйство. 2005. №3. С.72-73,

61. Чернявский К.С. Стереология в металловедении. М., Металлургия, 1977. С.280.

62. Чилингар Дж. В., Биссел X. Дж., Вольф К.Х. Диагенез (и катагенез) карбонатных пород. В кн.: Диагенез и катагенез осадочных образований. М., Мир, 1971. С.165-290.

63. Archie G.E. Introduction to Petrophisics of reservoir rocks. Bull. Of the Amer. Assoc. of petr. geol., v. 34, No. 5, 1950.

64. Carbonate Petroleum Reservoirs. New York: Springer, 1985. Ed. P.O. Roehl, Ph.W. Choquette, 622 p.67 47. De Vaucoulers, G. The case for a hierarchical cosmology. Science. 1970, 167,1203-1213.

65. Pratt W.K. Digital image processing. John Willey and Sons, New York. 1991, 720.

66. Wilson J.L. Limestone and dolomite reservoirs. In: Developments in Petroleum Geology - 2. Ed. G.D. Hobson, Applied Science, Barkling, U.K. 1981, p. 151.