Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка статистических моделей для прогноза фациальной зональности в фамен-турнейских и башкирских залежах нефти

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Разработка статистических моделей для прогноза фациальной зональности в фамен-турнейских и башкирских залежах нефти"

На правах рукописи

Путилов Иван Сергеевич

РАЗРАБОТКА СТАТИСТИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ ДЛЯ ПРОГНОЗА ФАЦИАЛЬНОЙ ЗОНАЛЬНОСТИ В ФАМЕН-ТУРНЕЙСКИХ И БАШКИРСКИХ ЗАЛЕЖАХ НЕФТИ (на примере Соликамской депрессии)

25 00 12- Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

□□3174634

Пермь 2007

003174634

Работа выполнена в Пермском Государственном техническом университете и в ООО «ПермНИПИнефть»

Научный руководитель

- заслуженный деятель науки РФ, доктор геолого-минералогических наук, профессор Галкин Владислав Игнатьевич

Официальные оппоненты - доктор технических наук, профессор

Гершанок Валентин Александрович (Пермский государственный университет)

- кандидат технических наук Косков Борис Владимирович (ООО «Универсал-Сервис»)

Ведущее предприятие

- Камский научно-исследовательский институт комплексных исследований глубоких и сверхглубоких скважин, г Пермь

Защита состоится 7 ноября 2007 г в 14 часов на заседании диссертационного совета Д212 188 03 при Пермском государственном техническом университете по адресу: 614990, г Пермь, ул Комсомольский проспект, 29, ауд 4236

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке ПГТУ

Автореферат разослан «5 » октября 2007 г

Ученый секретарь диссертационного совета Д212 188 03, доктор г -м наук

А В Растегаев

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. На сегодняшний день более 60 % нефти в мире добывается из карбонатных отложений На месторождениях Пермского края значительная часть запасов нефти также содержится в карбона!ных отложениях

Изучение нефтяных и газовых залежей карбонатных отложений в наше время основывается на использование всех имеющихся данных, чтобы получить максимально полное представление о геологическом строении и его влиянии на процесс разработки Важное влияние на процесс разработки оказывает распределение запасов нефти в пределах различных фациальных зон Практика показывает, что данных исследования керна в большинстве случаев недостаточно, поэтому для обоснованного выделения фациальных зон необходимо исследовать взаимосвязи характеристик керна с результатами интерпретации геофизических исследований скважин (ГИС) и сейсморазведки ЗД В случае нахождения этих корреляций, представляются возможности более точно определить местоположение различных фациальных зон в пределах залежей нефти

Цель работы:

Научное обоснование использования результатов интерпретации ГИС и сейсморазведки ЗД для построения статистических моделей прогноза фациальных зон фамен-турнейских и башкирских карбонатных отложений Соликамской депрессии

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие основные задачи:

1 Установление геолого-геофизических показателей, контролирующих фациальную зональность фамен-турнейских и башкирских отложений в пределах залежей нефти

2 Обоснование построения статистических моделей прогноза местоположения фациальных зон по результатам интерпретации геофизических исследований скважин и сейсморазведки ЗД

3 Построение схем фациальной зональности фамен-турнейских и башкирских карбонатных отложений по статистическим моделям

4 Построение трехмерных геологических моделей с учетом фациальной зональности

5 Проведение подсчета запасов нефти по фациальным зонам и анализ влияния этих зон на процесс разработки залежей нефти

Научная новизна работы заключается в том, что на основе изучения данных интерпретации ГИС и сейсморазведки ЗД в различных фациальных зонах залежей нефти обоснован комплекс информативных критериев, контролирующих эти зоны, установлено влияние фациальных зон на распределение запасов нефти в пределах залежей На месторождениях Соликамской депрессии оценено влияние фациальных зон на процесс разработки для фамен-турнейских и башкирских объектов разработки

Показана эффективность использования разработанных статистических моделей для построения фациальных схем карбонатных отложений Озерного, Сибирского, Гежского, Маговского, Крутовского, Пихтового, Уньвинского, Архангельского, Юрчукского, Тарховского, Мысинского, Шершневского, Логовского, Чашкинского месторождений Соликамской депрессии

В диссертационной работе защищаются следующие положения

1 Комплекс информативных геолого-геофизических характеристик контролирующих фациальную зональность фамен-турнейских и башкирских карбонатных отложений на месторождениях нефти Соликамской депрессии

2 Статистические модели прогноза фациальных зон фамен-турнейских и башкирских отложений

3 Схемы прогноза фациальных зон по залежам в фамен-турнейских и башкирских карбонатных отложениях на месторождениях нефти Соликамской депрессии

Реализация работы. Результаты исследований вошли в два научно-исследовательских отчета по промышленному подсчету запасов ООО «Перм-НИПИнефть» и в технологическую схему на проект разработки ООО «Перм-НИПИнефть» Результаты исследований учтены при построении трехмерных геолого-гидродинамических моделей фамен-турнейских и башкирских объектов разработки, а также при мониторинге за разработкой месторождений

Практическая значимость положений и выводов, приводимых в диссертации заключается, в использовании построенных схем фациальной зональности при построении трехмерных геологических моделей и дифференцированном подсчете запасов нефти

Апробация работы. Основные положения и результаты работы докладывались на следующих научных конференциях 2-й, 4-й и 5-й Уральских молодежных научных школах по геофизике (Екатеринбург, 2004, Пермь, 2001, 2003), ХП1 молодежная конференция, посвященная памяти К О Кратца «Геология и геоэкология, исследования молодых» (Апатиты, 2002), Геофизическая научная конференция в Пермском государственном университете (Пермь, 2003), Научно-практическая конференция по проблемам современной геофизики ОАО «Пермнефтегеофизика» (Пермь, 2004 ), Научная сессия Горного института Уро РАН по результатам НИР в 2003 году (Пермь, 2004), Практическая конференция по проблемам современной сейсморазведки, посвященная 55-летию ОАО «Пермнефтегеофизика» (Пермь,2005), IV, V конкурсах ООО «ПермНИПнефть» на лучшую научно-техническую разработку молодых ученых и специалистов (Пермь, 2005, 2007), Конкурс молодых работников ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» на лучшую научно-техническую разработку (Пермь, 2006), Первая открытая научно-техническая конференция молодых ученых и специалистов ООО «ПермНИПИнефть» (Пермь, 2006), на заседании Ученого Совета ООО «ПермНИПИнефть» (Пермь, 2007 )

Публикации. Автором опубликовано 15 научных работ, из них в изданиях, рекомендованных Высшей аттестационной комиссией 5

Структура и объем работы:

Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав, заключения, списка использованных источников (122 наименований) Текст изложен на 134 страницах машинописного текста, содержит 31 таблицу, 101 рисунок

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю заслуженному деятелю наук РФ, доктору геолого-минералогических наук, профессору В И Галкину

Искреннюю признательность за консультации и поддержку в работе над диссертацией автор выражает А П Вилесову и Д В Потехину

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первой главе приводится аналитический обзор научно-технической литературы по существующим проблемам использования результатов фациального анализа, рассмотрены главные признаки фаций, освещены вопросы дифференциации запасов по зонам Определена возможность применения вероятностно статистических методов для изучения фациальных зон

Вторая глава диссертации посвящена разработке методики определения принадлежности к различным фациальным зонам башкирских карбонатных отложений Озерного месторождения нефти по данным интерпретации геофизических исследований скважин и сейсморазведки ЗД

На Озерном месторождении А П Вилесовым (КамНИИКИГС) были проведены детальные литолого-фациальные исследования керна башкирского яруса, включающие весь комплекс методов (биостратитрафический, цикло-стратигра-фический, лито-фациальный анализы) На основе данных по 15 скважинам были выделены три фациальные зоны 1) приливно-отливных равнин (ПОР), 2) отмелей мелководного шельфа (ОМШ) и 3) открытого шельфа (ОШ) Схемы фаци-альной зональности построены для трех пластов башкирского яруса

Выполненный статистический анализ ряда геолого-геофизических характеристик 15 скважин, расположенных в разных фациальных зонах, показал, что имеются различия в их средних значениях для разных зон В анализе использовались следующие геолого-геофизические характеристики Яо-сопротивление пласта, Кр - коэффициент расчлененности, К„сс - коэффициент песчанистости, К„ — коэффициент открытой пористости, Кн - коэффициент нефтенасыщенно-сти, Кпр - коэффициент проницаемости, Нпр0п - средняя толщина пропластка, Нэф - эффективная толщина, Н„ - общая толщина, Нэф н - эффективная нефтена-сыщенная толщина, Нх - энтропия пропластков в пласте, 8П - среднеквадрати-ческое отклонение пористости в пропластках, \У„ - вариация пористости в про-пластках, 8проп - среднеквадратическое отклонение толщины пропластка,

ХУпроп - вариация толщины пропластка в пласте, Э - средняя относительная глубина пропластков в пласте, 30 - стандарт отклонения относительной глубины пропластков в пласте, - вариация относительной глубины пропластков в пласте Кроме этого использована послойная неоднородность в области скважины определенная по следующей формуле

где п - расчлененность пласта, я:, - толщина пропластка

Для разработки методики прогноза фациальных зон по геолого-геофизическим показателям был применен пошаговый линейный дискриминантный анализ (ПЛДА) Прогноз производился только по тем зонам, где Нэф„>0 Данному условию удовлетворяют зоны ОМШ и ПОР Для построений линейно дискриминантных функций (ЛДФ) использовали геолого-геофизические показатели 15 скважин с установленной фациальной зональностью по данным анализа керна Построены ЛДФ для пластов Бш1, Бш2, БшЗ, которые имеют следующий вид

гбщ1=0 3 Нэф„- 10.83 Кпес -2 43 8проп - 6 37 V + 0 71 Б - 1 89, 11 = 0 86, РрЯ7, *= 49.6, р < 0 00001;

26ш2 = -1 5111о-4 3 Нпроп-006 0 + 2 79 -034 8П + 3 96, 11 = 0 83, РД, = 32.9, р < 0 00001,

г6ш3=-0 8811о+ 1482 Н^ - 2 8 Кр - 3 05 8п-49 Кпес +76 81, К = 0 81, РрЛ?, = 8, р < 0 00001

Далее к анализу были привлечены геолого-геофизические данные еще 63 скважин (экзаменационная выборка) Правильное распознавание фациальных зон во всех пластах составило не менее 94%

С целью анализа полученных ЛДФ исследованы корреляционные связи между показателями используемыми для их построения Например корреляционные поля между Нэф11и К„ес, для рассматриваемых зон расположены в разных частях корреляционного поля (рис 1), но характеризуется близкими статистически значимыми корреляциями Для фациальной зоны отмелей мелководного шельфа значения Кпес находятся в пределах от 0 41 до 0 6, а Нэф н - от 2 7 до 5 В зоне приливно-отливных равнин значения Кпес распределены от 0 12 до 0 42, а по показателю Нэф н - от 0 7 до 4

Проведен линейно дискриминантный анализ (ЛДА) по 1-Ц, „ с Кпес Получена ЛДФ, которая делит выборку скважин с правильностью распознавания для зоны ОМШ равной 87 % и для зоны ПОР - 86 %

0.20 .

: ЛДФ

0.15 >-г*""*!«й.....|........».....—1.....ПОР: Кпес=0.068-ь0.082Н:'э(Ь.н ~ ' Ж:ОМШ

; ПОР

0.10'

0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 4.5 5.0 5.5 ^эф.И, м

Рис. 1. Корреляционные поля между К„ес и Нэф „ для пласта Бш1

ЛДФ:гбш1 ^0.07Нэф.н -1 (ШКпеЫ4. ......:R=0.70;Fp/Ft=33.5; р<0.00001

Аналогичный анализ выполнен для корреляционных нолей между Н,1роп и WD (рис. 2), а также по другим геолого-геофизическим характеристикам для трех пластов башкирского яруса. Анализ показал, что наиболее информативные корреляционные поля для пласта Бш1 между Нэф н и Кпес, D, V, Snpom для пласта Бш2 между Нпр0„ и D, S„, WD, а для пласта БшЗ между Кпес и Н„р0П, SD, Кр. Эти корреляционные поля могут быть использованы для прогноза фациальной зональности. Верное распознавание по построенным для них ЛДФ в среднем составляет 84%, и это ниже чем по результатам ПЛДА.

На основе полученных ЛДФ по 63 скважинам была рассчитана вероятность появления фациальной зоны отмели мелководного шельфа. Выполненный анализ позволяет определить местоположение фациальных зон более дифференцированно с учетом всех 78 скважин для каждого пласта.

В диссертации на основе вероятностного распределения фаций по данным интерпретации ГИС по 78 скважинам был выполнен анализ атрибутов волнового поля по всей площади залежи. Анализ атрибутов проводился по площади залежи в ячейках 200x200 метров. На этом этапе учитывались все фациальные зоны, включая зону открытого мелководного шельфа. Расчет атрибутов (Аср -средняя амплитуда в окне; Асум - суммарная амплитуда в окне; Asii - средне-квадратическос отклонение амплитуды в окне; Aw - вариация амплитуды в окне; Е - энергия в окне; В - декремент эффективного затухания; dT - время прохождения волны через пласт; 1р - абсолютные значения поверхности отра-

жающего горизонта; Т0 - значения времени соответствующие отражающему горизонту; С - кривизна поверхности отражающего горизонта; Da - азимут угла наклона поверхности 1р) проводился между кровлей и подошвой башкирского яруса в программном комплексе IRAP RMS компании Roxar.

0.4

S3 !

ЛДФ: Z6iu2 =-15I-Ivipou+3.6WD+0.79 ..........—......-...........-.....т.......... К 0.68; Fp\Ft=34; р<0000.1 i у/ ........... а .....а...............'......

/

« /

/

а • а ' Я ■ в И й / Ш ф • и • , •

.................. В .........','------- и • / £ « -...............Г.......■ /...........г........ S ни ' щВ. • * • •

...... / •

/

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

1.4

М

\ :ЛДФ • :ОМШ В ЛОР

^llpOlI, '

Рис. 2. Корреляционные поля между WD и Н„роп для пласта Бш2

Анализ характеристик сейсмических атрибутов показал, что они отличаются для разных фациальных зон. Разделения фациальных зон по атрибутам волнового поля можно выполнить по следующим ЛДФ:

-25.01-сГГ - 0.0 Мр + 0.17-С - 0.07-То + 0.02-Асум - 0.88 В + 64.79;

Я = 0.90; х2 = 2070; р < 0.001;

=10.31 -ёт - 0.06-1р + 0.45-С + 0.02-То - 0.06-Асум - 2.07 В + 60.09;

Я = 0.47; х2 = 264.4; р < 0.001.

Правильность распознавания по ЛДФ для зоны ОМШ равна 90 %, для зоны ПОР - 91 % и для зоны ОШ - 94 %.

Для подтверждения того, что фациальные зоны по волновому полю выделены не случайно, рассмотрим соотношения между сейсмическими атрибутами использованными при построениях ДДФ. Выполненный анализ соотношений атрибутов показал, что фациальную зональность можно оценить по комплексу

как динамических (Лсум, Лср, А„, Е, В) так и статических сейсмических атрибутов (1р, (1Т, С, Оа, Т0)

В качестве подтверждения различия характеристик атрибутов можно привести соотношение с!Т и 1р вероятности принадлежности к разным фациальным зонам (рис 3) Отсюда видно, что изовероятности со значениями больше 0 5 у разных зон между собой не пересекаются Перекрытие изовероятностей показывает, что использование для прогноза фациальных зон только <1Т и 1р не позволяет однозначно прогнозировать местоположение фациальных зон

Корреляционные поля между В и Асум для разных фациальных зон приведены на рис 4 Отсюда видно, что корреляционные поля между В и Асу« для рассматриваемых зон различны при практически равных коэффициентах корреляции Корреляционное поле между В и Асум для зоны открытого шельфа расположено значительно 1шже других полей Выше этой зоны расположено основное поле корреляции между В и Асум, принадлежащее зоне отмелей мелководного шельфа Поле корреляции, принадлежащие зоне приливно-отливных равнин, занимает промежуточное положение

0 47 0 45 0 43 041 ;

о s

0 37 0 35 < 0 33 031

0 29 t'

1 \ V \ ч \х —. — . " ■ 1 - ---

1 \ V N Ч " ■ v ^ ! " •0 7s- - — — I

]__Q / - Ч .V

1 ' f s s* ; -v г «и. 0 25

1 ÀО i - <г> ✓

! <0 О /—(— Î "ч PJ ^ /ч, * о у / 1. / >

г- V 1 У •

t л / ! <0 О о

! у 1 **

1' 1

г- -

d 1 1з

1230 1250 1270 1290 1310 1330 1250 1370 lp, м

Рис 3 Вероятностный график отнесения к разным фациальным зонам, построенный по 1056 определениям Условные обозначения 1 — изовероятности для зоны ОШ построены по 675 определениям, 2 — изовероятности для зоны ПОР построенные по 138 определениям, 3 - изовероятности для зоны ОМШ построены по 243 определениям

A.-VM

омш ^ . :ПОР

Рис. 4. Корреляционные поля между декрементом затухания (В) и суммарной

амплитудой (ЛСУМ)

Аналогичные поля корреляции исследованы для фациальных зон фамен-турнейских отложений Озерного и Сибирского месторождений.

По результатам выполненных исследований построена сейсмофациальная схема фациальных зон (рис. 5). Привлечение к анализу данных волнового поля позволило изучить зоны между скважинами и, что особенно важно, те части залежи, где скважины еще не пробурены. Анализ данной схемы показывает, что граница фациальной зоны отмелей мелководного шельфа сместилась на восток залежи по сравнению со схемой полученной только по данным керна.

Далее в диссертации приведены результаты построения ЗД модели. Построение трехмерной геологической модели Озерного месторождения осуществлено в интегрированном программном комплексе IRAP RMS. Модель состоит из пластов Бш1, Бш2, БшЗ. На этапе структурного моделирования проведен анализ толщин, что позволило значительно детализировать имеющуюся схему фациальной зональности.

Используя структурные модели были построены карты общих толщин пластов Бш1, Бш2, БшЗ. Анализ карт общих толщин пластов Бш2 и БшЗ позволил установить наличие дополнительных фациальных зон: отмелей мелководного шельфа, приливно-отливных равнин, приливно-отливных каналов, отмельных каналов и зон открытого мелководного шельфа. Полученная фациальная зональность учитывалась на этапах трехмерного геологического моделирования путем задания для каждой фациальной зоны своих настроек интерполяции. Это позволило построить трехмерные кубы слоистости и пористости с учетом фациальной зональности. Построенная трехмерная модель и запасы нефти, установленные на ее основе, защищены в Государственной комиссии по запасам (ГКЗ).

Озерного месторождения Условные обозначения: 1 - зона ОШ; 2 -зона ОМШ; 3 - зона ПОР; 4 - скважина; \ 5 - границы фациальных зон пласта Бги2 (по Вилесову, 2005), б - скважины

с выполненным литолого-фациальным анализом керна.

На основе построенной трехмерной модели был выполнен дифференцированный подсчет запасов но выделенным фациальным зонам для каждого пласта.

Выполненный детальный анализ показал, что наблюдается непропорцио-¡ нальное площади залежей распределение запасов в них. Например, для пласта

Бш1 зона ПОР занимает 62 % от площади залежи, а доля запасов составляет I только 44 %. Площадь зоны ОМШ составляет 38%, а запасов - 56%. Аналогич-

ная непропорциональность сохраняется для пластов Бш2 и БшЗ. В пласте БшЗ несоответствие площадей и запасов нефти проявляется в меньшей степени. Анализ плотностей запасов показал, что в зоне отмелей мелководного шельфа плотность запасов выше, чем в зоне приливно-отливных равнин, что связано с лучшими филътрационно-емкостными свойствами коллекторов зоны ОМШ.

В диссертации исследовано распределение дебитов нефти для фациальных j зон отмелей мелководного шельфа и приливно-отливных равнин. Выявлено уве-

личение частоты высоких среднесуточных дебитов для фациальной зоны отмелей мелководного шельфа и отсутствие изменений частоты высоких среднесуточных дебитов для фациальной зоны приливно-отливных равнин. Наблюдается значимая корреляционная связь (0.57) между среднесуточными дебитами жидкости и вероятностью появления для фациальной зоны отмелей мелководного шельфа. Построен интегральный график за время работы скважин по обеим фациальным зонам. Исследовано влияние фациальной зональности на процесс разработки. Анализ всех результатов показывает, что зоны отмелей мелководного шельфа являются наиболее благоприятными для разработки залежей нефти.

В целом можно констатировать, что фациальная зональность оказывает влияние на процесс разработки башкирского объекта и должна учитываться при подсчете запасов, составлении проектных документов и проведении геолого-технологических мероприятий

Третья глава посвящена разработке методики прогноза фациальных зон фамен-турнейского карбонатного комплекса Озерного месторождения На данном месторождении литолого-фациальные исследования керна фамен-турнейских отложений позволили выделить следующие фациальные зоны. 1) склон рифа (СК), 2) биогермное ядро рифа (БЯ), 3) верхний тыловой шлейф рифа (ВШ), 4) нижний тыловой шлейф рифа (НШ)

По данным анализа керна скважин с помощью ПЛДА по геолого-геофизическим характеристикам (аналогичным использованным при анализе башкирских отложений) получены следующие ЛДФ.

ъх = 6 61 нпроп-2 99ЛУпро„-0 44 8п+0 0бн,ф + 2 2з 31-919, Я = 0 99, х2 = 44, р < 0 0001,

г2=-0 96Нпроп + 5 35 \Упроп-0 19 8п-0 104^-0 049 1 29; Я = 081;х2= 11, р <0 195,

г3=-1 34+ 3 96\Vnpon + 0 65 8п-0015Нэф + 0 19 81-3 09, II = 0 68; х2 = 4; р < 0 261,

где - количество пропластков деленное на количество стратиграфических пластов

Для контроля устойчивости полученных ЛДФ были использованы данные интерпретации ГИС еще по 52 скважинам Верное распознавание зон по ЛДФ составляет для фациальной зоны склона 89 %, для зоны биогермного ядра -88 %, для зоны верхнего тылового шлейфа -90 % и для зоны нижнего тылового шлейфа - 94 %

На основе ЛДФ каждая скважина по данным интерпретации ГИС была отнесена к одной из четырех зон Анализ средних значений геолого-геофизических характеристик приведенных в табл 1 показал различие филырационно-емкостньи свойств для фациальных зон По показателям Н|?Ю11, \У1фоп, Нэф включенным в ЛДФ были построены карты, анализ которых показал, что эти характеристики изменяются в зависимости от принадлежности к фациальным зонам

В качестве подтверждения того, что фациальные зоны по геолого-геофизическим показателям выделены не случайно, проанализировали корреляционные поля между показателями, используемыми для построения ЛДФ Особенно ярко принадлежность к определенным зонам проявляется в полях корреляции между Э,! и Нпро,, Анализ показывает, что корреляционные поля между Б,, и Нпрод для каждой фациальной зоны различны Наиболее сильное различие имеется между полем корреляции зоны склона рифа и полями всех остальных зон

Таблица 1

Характеристики фациальных зон

Геолого- Фацпальные зоны по месторождениям

геофязич показатели Озерное Сибирское

Склон Биогермное ядро Шлейф* Склон Биогермное ядро Шлейф

Н„, м 171 8±675 127 3±34 607 113 5±15 07 43 4-t23 1 36 6±16 1 19.0±6 3

112 4-274 8 60 3-200 7 49 8-143 7 14 8-91 0 10 0-68 0 7 5-29 7

Нэф, м 22 9±11 543 26 3±9 963 20 2±7 0259 4 7±3 4 7 1±4 9 2 1±1 1

10 7-43 9 8 3-45 6 5 8-33 8 0 7-13 0 1 8-16 8 0 6-5 2

Нэфн, м 15 2Ш3.52 23 51±10 48 17 1±6 65 3 3±2 9 4 4±2 2 2 1±1 1

0 00-39 90 8 30-44 40 2 80-31 25 0 7-6 5 2 6-8 1 0 6-5 2

к„ 18±8 25±9 24±6 5±2 11±5 6±3

10-33 8-35 7-35 2-8 3-23 2-14

Кпес 0 20±0 18 0 21±0 09 017±0 06 0 1±0 06 019±0 08 0 11±0 05

0 05-0 55 0 08-0 36 0 05-0 32 0 02-0 23 0 06-0 30 0 04-0 21

кп> % 7 58±1 60 6 41-fcl 35 5 84±1 88 9 08±1 55 7 78±2 07 9 31 ±1 94

6 08-11 56 5 02-9 72 2 78-9 66 7 15-11 45 4 26-10 72 5 03-12 83

К„р, мкм2 913±12 31 7 23±8 01 10 33±11 95 30 71±23 12 10 58±10 95 23 68±18 40

2 84-45 74 2 13-30 31 0 28-39 55 1 00-66 90 0 33-34 43 0 70-79 13

Нпрош М 1 39±0 44 1 03±0 15 0 79±0 14 0 97±0 26 0.95±0 24 0 92±0 07

1 06-2 46 0 84-1 34 0 43-1 06 0 7-1 5 0 6-1 24 0 83-0 99

Шлейф' объединенные значения зон верхнего тылового шлейфа и нижнего тыловой шлейфа

Аналогичный корреляционный анализ был выполнен при изучении взаимосвязей (Н3ф С S„, Wnpon, Нпроп, Wnpon с S„,

Нпроп) Результат анализа показал, что каждая фациальная зона характеризуется своими видами уравнений регрессии, значениями коэффициентов корреляции Все это подтверждает, что эти характеристики можно использовать для прогнозирования месюположений этих зон На основе полученной классификации 64 скважин по фациальным зонам был проведен анализ сейсмических атрибутов Расчет атрибутов проводился по аналогии с башкирским ярусом Анализ средних значений сейсмических атрибутов показал различие их для разных фациальных зон

В результате выполненного ПЛДА получены следующие ЛДФ

Z,c = 0 027 АсР + 0 0089 II_k + 0 15 dT + 0 025 Da - 0 003 Е - 22 51; R = 0 89, х2 = 124 6, р < 0 00001;

Z2C= -0 012-Аср + 0 0194 Il k - 0.052 dT - 0 0024 Da - 0 0119 Е - 28 81, R = 0 61, ^ = 36 1, р < 0 00001,

Z3C = 0 0084 Аср + 0 0338 Il k - 0 115 dT + 0 0017 Da-0 001 Е-49 87;

R = 0 39, х2 = 9 9, р < 0 01,

где Il k - абсолютные отметки отражающего горизонта

Правильность распознавания зон по ЛДФ для СК составляет 94 %, для БЯ - 83 %, для НШ - 73 % и для ВШ - 98 %

Как и ранее исследована связь характеристик волнового поля с фациаль-ными зонами Установлено, что корреляционные поля между Аср и Е, dT и II_k имеют различия для изучаемых фациальных зон

На основе выполненных исследований построена сейсмофациальная схема фациальных зон для фамен-турнейских отложений Схема отображает особенности местоположения фациальных зон в пределах рифового массива

Применение вышеизложенной методики позволило более точно определить положение фациальных зон по 64 скважинам и доизучить распределение этих зон между скважинами по сейсморазведке ЗД для фамен-турнейского карбонатного комплекса Озерного месторождения

Построение трехмерной геологической модели Озерного месторождения осуществлено в интегрированном программном комплексе IRAP RMS Учет фациальных зон при построении трехмерной модели осуществлялся заданием своих настроек моделирования для каждой зоны Трехмерная геологическая модель и запасы нефти, подсчитанные на ее основе, защищены в ГКЗ Отмстим, что построенная трехмерная модель позволила более дифференцированно подсчитать запасы с учетом выделенных фациальных зон

Распределение запасов нефти в залежи неравномерно и в значительной степени обусловлено фациальной неоднородностью резервуара Наибольшая доля запасов сосредоточенна в фациальной зоне верхнего тылового шлейфа рифа 36 % (доля площади залежи 22 %) Для зоны нижнего тылового шлейфа рифа площадь залежи равна 36 %, а запасы только 25 % Наибольшая доля запасов в зоне ВШ обусловлена высокими значениями эффективных нефтенасыщенных толщин Фациальная зона биогермного ядра рифа имеет площадь залежи только 17 %, но содержит 21 % запасов Зона рифового склона имеет 25 % площади залежи и только 18 % запасов Выявленную тенденцию в распределении количества запасов в зависимости от фациальных зон необходимо учитывать при составлении проектов разработки

В результате анализа полученной сейсмофациальной схемы с картой текущих дебитов нефти установлено, что наиболее высокие дебиты нефти наблюдаются в скважинах расположенных в зоне ВШ Выявлена связь среднесуточного дебита жидкости с фациальными зонами (рис 6) Наиболее высокими среднесуточными дебитами жидкости характеризуются скважины расположенные в зонах СК и ВШ Полученные данные показывают, что фациальная неоднородность оказывает влияние на процесс разработки фамен-турнейского объекта Для более рациональной разработки залежи необходимо учитывать фациальные зоны при проектировании системы размещения скважин и проведении геолого-технических мероприятий

В четвертой главе разрабатывается методика прогноза фациальных зон для фамен-турнейского карбонатного комплекса Сибирского месторождения.

100%

и/о

2002 1 2002 1 2002 1 2002 1 2003 1 2003 3 2003 4 2003 4 2004 6 2004 6 2004 8 2004 9 2005 9 2005 9 2005 9

СК

БЯ 1 1 2 3 5 7 7 8 9 10 10 10 10 10 10

вш 6 7 10 13 15 16 1fi 20 20 21 21 21 22 22 22

нш 5 5 5 5 б 7 9 11 11 11 11 13 13 13 14

Время разработки, количество скважин в фациальной зоне

Рис. 6. Связь среднесуточного дебита жидкости с прогнозными фациальными зонами фамен -турнейского объекта разработки Озерного месторождения

По фамен-турнейскому объекту по 14 скважинам выполнен литолого-фациальный анализ керна и составлена схема дитофаций Сибирского поднятия Сибирского месторождения (Сташкова Э.К., Беляева Н.В. и др., 1999 г.). Согласно этим исследованиям по фамен-турнейскому объекту разработки Сибирского месторождения выделяются фациальные зоны: 1) рифовый склон (СК);

2) биогермное ядро рифа (БЯ); 3) внутренний шлейф рифа (Ш). Для определения более точного местоположения фациальных зон использованы данные результатов интерпретации геофизических исследований по 37 скважинам, а также данные сейсморазведки ЗД.

В результате пошагового линейного дискриминантного анализа по данным керна 14 скважин построены дискриминантные функции:

Z, =-0.275-Но + 0.042-Нэф-0.458-Кр +7.471-Knec + 0.506-V- 1.177; R = 0.78;x2= 1106.5; р< 0.00001;

Z2 = 0.337-Но - 0.115-Нэф + 0.118-Кр - 16.291 -K^ - 0.070-V + 3.836;

R = 0.70; х2 = 46.8; р < 0.00001.

Для проверки «работоспособности» данных функций были выполнены расчеты еще по 23 скважинам, не вошедшим в обучающую выборку. Правиль-

ное распознавание для зоны СК составило 83 %, для зоны Ш - 100 % и зоны БЯ - 87 % Анализ геолого-геофизических характеристик используемых при построении ЛДФ показал их различие для этих фациальных зон (табл 1) Анализ корреляционных полей (Н0 с Нэфз Кр, Kncc,V, ГЦ, с К,,, KI1CC,V, Кр с К„

ec>^s Кпес

с V) позволил установить различие в их соотношениях, а также силах связи для разных фациальных зон Все это еще раз подтверждает, что эти характеристики можно использовать для уточнения местоположения фациальных зон

Был проведен расчет атрибутов глубинного сейсмического куба по площади поднятия в ячейках 200x200 метров в программном комплексе IRAP RMS между кровлей и подошвой фамен-турнейского объекта разработки В пределах 37 скважин по площади поднятия в ячейках было выполнено сопоставление геолого-геофизических показателей с сейсмическими атрибутами путем вычисления значений корреляции Наиболее тесная корреляция наблюдается между средней амплитудой в окне с НЭфн г=0 51 При этом в зоне СК эта связь наиболее тесная (г=0 63), в зонах БЯ и Ш наблюдается ее ослабление (г=0 49, 0 28) Также имеются различия для этих зон в уравнениях регрессии между Aq, и Н,ф н Средние значения сейсмических атрибутов в пределах скважин также указывают на имеющиеся различия волнового поля для разных фациальных зон

Наблюдается проявление фациальной зональности в соотношениях сейсмических атрибутов (В с Е, Асум, A*, Aw с Е)

По данным сейсмических атрибутов были построены следующие ЛДФ

Z,c = -0 0003 II_k - 0 2555 С - 0 0488 Da + 0 0001 Aw + 103 1448, R = 0 83, х2 = 48 3, р < 0 00001,

Z2C = 0 0101 Il k - 0 04202 С + 0 0026 Da - 0 0002- Aw + 0 1793, R = 0 51, х2 = 10, р < 0 018

Правильность распознавания зоны БЯ составляет 73 %, зоны Ш-97 % и зоны СК-96 %

По результатам исследований построена сейсмофациальная схема (рис 7), которая была использована для создания трехмерной геологической модели месторождения Схема получена с помощью разработанной методики, что позволило учесть при уточнении положения фациальных зон данные 37 скважин и ЗД сейсморазведки Отметим, что юго-восточная часть Сибирского месторождения мало изучена бурением, и фациальная зональность обоснована за счет использования ЗД сейсморазведки по разработанной методике

Рис. 7. Сейсмофациалъная схема фамен-турнейских карбонатных отложений Сибирского месторождения

Условные обозначения: 1 -зона СК; 2 - зона БЯ; 3 - зона Ш; 4 - скважины; 5 - скважины с выполненным литолого-фациальным анализом керна; 6 - границы внешнего контура нефтеносности фамен-турнейской залежи.

В программном комплексе TRAP RMS компании Roxar была построена трехмерная геологическая модель. Учет фациальных зон проводился путем задания своих настроек моделирования для каждой зоны. В IRAP RMS на основе трехмерной геологической модели было подсчитано и проанализировано распределение запасов по фациальным зонам. Наибольшее количество запасов находится в зоне Ш. Оценка плотности запасов показывает, что в фациальной зоне биогермного ядра плотность запасов выше, чем в зоне тыловог о шлейфа. Максимальная плотность запасов в зоне БЯ объясняется высокими значениями эффективных нефтенасыщенных толщин, характерными для этой фациальной зоны.

Средние значения проницаемости в скважинах фациальной зоны Ш больше, чем в соседней зоне БЯ (табл. 1). В результате проведенного анализа определено, что дебиты нефти в скважинах расположенных в разных фациальных зонах различны. Самыми высокими являются дебиты нефти в скважинах расположенных в зоне БЯ. Средний дебит нефти скважин расположенных в зоне БЯ (15.5 т/сут) больше, чем в зоне ВШ (4.4 т/сут). Обводнение скважин в зоне БЯ также происходит более активно. Средний дебит воды в зоне БЯ (6 т/сут) больше, чем в зоне ВШ (1 т/сут).

Таким образом, использование статистических методов для анализа результатов интерпретации геофизических исследований скважин и ЗД сейсмо-

разведки позволило построить более дифференцированную схему фациальной изменчивости фамен-турнейского объекта разработки на Сибирском поднятии Сибирского месторождения

В пятой главе с помощью статистических методов обобщены результаты фациального анализа на Озерном и Сибирском месторождениях Выполненный анализ показал, что в пределах этих месторождений можно выделить три одинаковые фациальные зоны 1) рифовый склон (СК), 2) биогермное ядро рифа (БЯ), 3) шлейф рифа (Ш) В результате проведенных исследований были установлены различия в геолого-геофизических характеристиках этих выделенных зон (табл 1) Отсюда видно, что для обоих месторождений толщина пласта (Н0) имеет максимальное среднее значение на склоне, минимальное - на шлейфе, при этом средние значения эффективной толщины (НЭф) и эффективной нефте-насыщенной толщины (НЭф „) характеризуются максимальными значениями на биогермном ядре Кроме этого, биогермное ядро имеет максимальные средние значения по коэффициенту расчлененности и песчанистости, и минимальные -по коэффициенту отрытой пористости (Кп) и проницаемости Прослеживается общая тенденция уменьшения средней толщины пропластков (Нпр011) от максимальных значений, в зоне склона, к более низким, в зоне биогермного ядра и до минимальных в зоне шлейфа

Полученные данные позволяют предположить наличие трех общих фаци-альных зон для всех фамен-турнейских залежей нефти на месторождениях Соликамской депрессии (СолД)

Корреляционные связи между Кп и Нпроп различны для разных фациальных зон Для территории шлейфа наблюдается наиболее тесная связь (г = 0 66), которая имеет следующий вид К„ = -1 11 + 9 59 Н[Гроп, для зоны СК и БЯ связи значительно слабее (г = 0 22, 0 29) Отметим, что выполненный анализ уравнений регрессии показывает, что они по виду также различаются по фациальным зонам Различия получили и по другим корреляционным связям, между геолого-геофизическими характеристиками Озерного и Сибирского месторождений Проведенный ЛДА по данным 101 скважины Сибирского и Озерного месторождения позволил получить следующие ЛДФ-

Zi=-1 521 Нпрог1+0 145 Кп-0 084, R = 0.73, х2 = 668,р< 000001,

Z2 = 0 359 Нпроп - 0 605 Кп - 0 039, R = 0 26, = 55 4, р < 0 001

Для проверки «работоспособности» данных функций были выполнены расчеты еще для 12 месторождений СолД (Гежское, Маговское, Крутовское, Пихтовое, Уньвиньское, Архангельское, Юрчукское, Тарховское, Мысинское, Шершневское, Логовское, Чашкинское) По данным 701 скважины, не вошедших в обучающую выборку, правильность распознавания фациальных зон составила более 80 %

Кроме этого, по данным 802 скважин этих месторождений было установлено, что имеются различия в корреляционных полях между Цф с Кр для разных фациальных зон, которые имеют следующие виды

- для зоны СК уравнение регрессии - Нэф = 0 04 + 1 18 Кр, при г = 0 96 ип = 134,

- для зоны БЯ уравнение регрессии - Нэф = -0 17 + 0 94 Кр, при г = 0 97 и п = 327,

- для зоны Ш уравнение регрессии - НЭф = -046 + 0 79 Кр, при г = 0 96 ип = 341

Отметим, что теснота корреляционных связей практически одинакова для всех зон, но есть отличия в угловых и свободных членах уравнений регрессии Это свидетельствует о том, что фациальные зоны в фамен-турнейских отложениях можно достаточно уверенно прогнозировать по геолого-геофизическим показателям

Анализ структурных поверхностей фамен-турнейских залежей показал, что региональный наклон проявляется на поверхностях локальных структур Региональная составляющая изменяет сгругаурную поверхность, что искажает дальнейший анализ на ее основе По результатам тренд-анализа установлен региональный тренд наклона структурной поверхности фамен-турнейских отложений для СолД, и выделена локальная составляющая (Ь) Региональный тренд хорошо аппроксимируется полиномом второй степени

Для учета структурных особенностей строения залежей и других геолого-геофизических характеристик выполнен пошаговый линейный дискриминант-ный анализ Получены линейные дискриминантныс функции

г, = 1 276 Ь + 0 001 Н0 - 0 506 Нпрш - 0 145 8П - 0 084, 11 = 075,х2= 110 3,р<000001,

г2 = о 578 Ь + 0 802 Н0 + 0 997 Н^- 0 605 Бп- 0 039, II = 0 47, х2 ~ 26 1, р < 0 00001

Правильное распознавание для всех зон больше 90 %, что на 10 % превышает ранее полученный результат по ЛДФ, включающих только Кп и Нпроп

Полученная статистическая модель учитывает основные геолого-геофизические особенности строения залежи, связанные с фациальной зональностью По мнению автора данной работы структурные особенности различных фациальных зон учитываются в показателе Ь, различия в скорости седиментации учитываются в Нс, изменения слоистости и пористости учитываются в показателях Нпр0п и 5„

Построенные статистические модели позволяют прогнозировать наличие различных фациальных зон в тех залежах, где не проводились специальные литолого-фациальные исследования керна Практическим результатом работы

являются прогнозные схемы фациальной зональности, построенные для 14 месторождений Соликамской депрессии Эти схемы могут быть использованы при построении трехмерных геолого-гидродинамических моделей Основываясь на этих схемах можно выполнить дифференцированный подсчет запасов по залежам нефти и более целенаправленно проводить геолого-технические мероприятия в скважинах

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1 Разработаны методические подходы к использованию результатов лито-лого-фациального анализа керна для определения местоположения фациальных зон по геолого-геофизическим характеристикам в пределах скважин Установлены связи геолого-геофизических характеристик с фациальной зональност ью Построены статистические модели прогноза фациальной зональности по геолого-геофизическим характеристикам скважин для фамен-турнейских и башкирских залежей нефти

2 Выявлены связи атрибутов волнового поля ЗД сейсморазведки с фациальной зональностью Получены статистические модели прогноза фациальной зональности в межскважинном пространстве по атрибутам волнового поля Составлены прогнозные схемы фациальной зональности для фамен-турнейских и башкирских залежей нефти Озерного и Сибирского месторождений

3 С учетом фациальной зональности построены трехмерные геологические модели фамен-турнейских и башкирских залежей нефти Озерного и Сибирского месторождений

4 На основе трехмерных геологических моделей проведен дифференцированный подсчет запасов нефти фамен-турнейских и башкирских залежей нефти Установлена связь распределения запасов нефти с фациальной зональностью в карбонатных отложениях

5 Показано влияние фациальной неоднородности на добычу нефти Получена зависимость дебита жидкости от вероятности появления фациальной зоны отмелей мелководного шельфа

6 Построены обобщенные статистические модели прогноза фациальной зональности фамен-турнейских отложений по геолого-геофизическим характеристикам для месторождений Соликамской депрессии Составлены и проанализированы схемы фациальной зональности для четырнадцати месторождений Соликамской депрессии

Основное содержание диссертации отражено в следующих работах:

1 Путилов И С Комплексная интерпретация магнитных и псевдогравитационных аномалий // Вторая уральская молодежная научная школа по геофизике -Пермь, 2001 -С 147-148

2 Путилов И С Создание программного обеспечения первичной обработки гравиметрических материалов // Геофизические иссчедования и мониторинг месторождений нефти, газа и калийных солей сб статей по материалам науч конф/Перм Ун-т - Пермь, 2003 -С 76-78

3 Захаров Р А , Паршина Т Ю , Путилов И С , Сопильняк К Б Влияние трещиноватости турнейско-фаменских карбонатных коллекторов на эффективность разработки нефтяных залежей (на примере Сибирского месторождения) // Пятая уральская молодежная научная школа по геофизике - Екатеринбург, 2004 - С 47-50

4 Путилов И С , Некрасов А С Авторское свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ №2005610068, НП-ГИС, 10 ноября 2004 г Россия

5 Путилов И С , Потехин Д В Оценка кондиционности данных на этапе подготовки и загрузки в пакет трехмерного геологического моделирования // Геология геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений — М, 2005-№5-6 -С 48-50

6 Потехин Д В , Путилов И С Опыт корректировки распределения литологии при трехмерном геологическом моделировании на основе представлений о геологическом строении нефтяных залежей // Геология геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений - М , 2005 - №9-10. - С. 48-50

7 Галкин В И, Потехин Д В , Путилов И С Связь коэффициента нефтена-сыщенности с другими геолого-технологическими характеристиками объектов, находящихся на завершающей стадии разработки // Наука-производству - М , 2006 -№1 -С 9-14

8 Путилов И С, Подосенов А Е Детализация фациальных зон пластов Бш2 и БшЗ башкирского яруса Озерного месторождения на этапе структурного моделирования // Проблемы геологии и разработки нефтяных залежей Пермского Прикамья сб науч тр I научно-техн конф молодых ученых и специалистов - Пермь, 2006 - С 86-90

9 Путилов И С , Потехин Д В Распределение петрофизических свойств в трехмерных геологических моделях нефтяных залежей // Геология и ископаемые Западного Урала сб статей по материалам регион науч -практ конф/Перм Ун-т - Пермь,2006 -С 122-123

10 Барях В А , Путилов И С Применение методов статистического анализа при оценке распределения параметра пористости в трехмерных геологиче-

ских моделях (на примере модели продуктивного пласта ДО Кустовского месторождения)// Проблемы геологии и разработки нефтяных залежей Пермского Прикамья сб науч тр I научно-техн конф молодых ученых и специалистов — Пермь, 2006 - С 3-9

11 Путилов И С , Потехин Д В Моделирование неоднородности петрофи-зических свойств пропластков при построении трехмерной геологической модели // Проблемы геологии и разработки нефтяных залежей Пермского Прикамья сб науч тр I научно-техн конф молодых ученых и специалистов -Пермь, 2006 -С 91-95

12 Путилов И С Изучение фациальной обстановки карбонатной толщи башкирского яруса Озерного месторождения нефти // Горные ведомости — Тюмень, 2007 №2 - С 26-31

13 Путилов И С Комплексный фациальный анализ башкирского яруса Озерного месторождения // Геология геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений - М, 2007 - №9 - С 17-21

14 Путилов И С , Галкин В И Применение вероятностного статистического анализа для изучения фациальной зональности турне-фаменского карбонатного комплекса Сибирского месторождения // Нефтяное хозяйство - М, 2007 -№9 - С 12-14

15 Путилов И С Применение вероятностно статистического анализа для изучения Фациальной зональности турне-фаменского карбонатного комплекса Соликамской депрессии // Геология геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений - М , 2007. - №10 - С 16-19

Лицензия ПД № 11-0002

Подписано в печать 00 00 2007 Формат 60x90/16

Набор компьютерный Уел печ л 1. _Тираж 100 экз Заказ № 000/2007

Отпечатано в типографии «Пресстайм» Адрес 614025, г Пермь, ул Героев Хасана, 105

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Путилов, Иван Сергеевич

Введение.

1- Возможности использования результатов литологофациальпого анализа.

2. Разработка методики уточнения фациальных зон по данным интерпретации геофизических исследований скважин и сейсморазведки ЗД на примере карбонатных отложений башкирского яруса Озерного месторождения.

2.1.Постраение статистических моделей для прогноза фациальных зон по данным интерпретации ГИС.

2.2.Анализ ЛДФ полученной в результате ПЛДА пласта Бш1.

2.3. Анализ ЛДФ полученной в результате ПЛДА пласта Бш2.

2.4.Апализ ЛДФ полученной в результате ПЛДА пласта БшЗ.

2.5.Анализ вероятностных фациальных зон башкирских отложений по данным интерпретации ГИС.

2.6.Аналнз сейсмических атрибутов на основе полученной фациальной зональности.

2.7.Учет фациальной обстановки в процессе построения трехмерной геологической модели башкирского яруса Озерного месторождения.

2.8. Связь фациальной зональности с распределением запасов и процессом разработки

3. Использование вероятностного статистического анализа для прогноза фациальной зональности фамен-турнейского карбонатного комплекса Озерного месторождения.

3.1 Учет и детализация фациальной обстановки в процессе построения трехмерной геологической модели фамен-турнейского карбонатного комплекса Озерного месторождения.

3.2. Связь прогнозной фациальной зональности с распределением запасов и процессом разработки.

4. Применение вероятностного статистического анализа для прогноза фациальной зональности фамен-турнейского карбонатного комплекса Сибирского месторождения.

4.1. Использование результатов литолого-фациалыюго анализа.

4.2. Анализ связи фациальной зональности с распределением запасов и процессом разработки.

5- Обобщение результатов вероятностно статистического анализа для прогноза фациальной зональности на фамен-турнейских залежах нефти Соликамской депрессии.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка статистических моделей для прогноза фациальной зональности в фамен-турнейских и башкирских залежах нефти"

Актуальность проблемы. На сегодняшний день более 60 % нефти в мире добывается из карбонатных отложений. На месторождениях Пермского края значительная часть запасов нефти также содержится в карбонатных отложениях.

Изучение нефтяных и газовых залежей карбонатных отложений в наше время основывается на использование всех имеющихся данных, чтобы получить максимально полное представление о геологическом строении и его влиянии на процесс разработки. Важное влияние на процесс разработки оказывает распределение запасов нефти в пределах различных фациальных зон. Практика показывает, что данных исследования керна в большинстве случаев недостаточно, поэтому для обоснованного выделения фациальных зон необходимо исследовать взаимосвязи характеристик керна с результатами интерпретации геофизических исследований скважин (ГИС) и сейсморазведки ЗД. В случае нахождения этих корреляций, представляются возможности более точно определить местоположение различных фациальных зон в пределах залежей нефти.

Цель работы:

Научное обоснование использования результатов интерпретации ГИС и сейсморазведки ЗД для построения статистических моделей прогноза фациальных зон фамен-турнейских и башкирских карбонатных отложений Соликамской депрессии.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие основные задачи:

1. Установление геолого-геофизических показателей, контролирующих фациальную зональность фамен-турнейских и башкирских отложений в пределах залежей нефти.

2. Обоснование построения статистических моделей прогноза местоположения фациальных зон по результатам интерпретации геофизических исследований скважин и сейсморазведки ЗД.

3. Построение схем фациальной зональности фамен-турнейских и башкирских карбонатных отложений по статистическим моделям.

4. Построение трехмерных геологических моделей с учетом фациальной зональности.

5. Проведение подсчета запасов нефти по фациальным зонам и анализ влияния этих зон на процесс разработки залежей нефти.

Научная новизна работы заключается в том, что на основе изучения данных интерпретации ГИС и сейсморазведки ЗД в различных фациальных зонах залежей нефти обоснован комплекс информативных критериев, контролирующих эти зоны, установлено влияние фациальных зон на распределение запасов нефти в пределах залежей. На месторождениях Соликамской депрессии оценено влияние фациальных зон на процесс разработки для фамен-турнейских и башкирских объектов разработки.

Показана эффективность использования разработанных статистических моделей для построения фациальных схем карбонатных отложений Озерного, Сибирского, Гежского, Маговского, Крутовского, Пихтового, Уньвинского, Архангельского, Юрчукского, Тарховского, Мысинского, Шершневского, Логовского, Чашкинского месторождений Соликамской депрессии.

В диссертационной работе защищаются следующие положения:

1. Комплекс информативных геолого-геофизических характеристик контролирующих фациальную зональность фамен-турнейских и башкирских карбонатных отложений на месторождениях нефти Соликамской депрессии.

2. Статистические модели прогноза фациальных зон фамен- , турнейских и башкирских отложений.

3. Схемы прогноза фациальных зон по залежам в фамен-турнейских и башкирских карбонатных отложениях на месторождениях нефти Соликамской депрессии.

Реализация работы. Результаты исследований вошли в два научно-исследовательских отчета по промышленному подсчету запасов ООО «ПермНИПИнефть» и в технологическую схему на проект разработки ООО «ПермНИПИнефть». Результаты исследований учтены при построении трехмерных геолого-гидродинамических моделей фамен-турнейских и башкирских объектов разработки, а также при мониторинге за разработкой месторождений.

Практическая значимость положений и выводов, приводимых в диссертации заключается, в использовании построенных схем фациальной зональности при построении трехмерных геологических моделей и дифференцированном подсчете запасов нефти.

Апробация работы. Основные положения и результаты работы докладывались на следующих научных конференциях: 2-й, 4-й и 5-й Уральских молодежных научных школах по геофизике (Екатеринбург, 2004; Пермь, 2001, 2003); XIII молодежная конференция, посвященная памяти К.О. Кратца «Геология и геоэкология, исследования молодых» (Апатиты, 2002); Геофизическая научная конференция в Пермском государственном университете (Пермь, 2003); Научно-практическая конференция по проблемам современной геофизики ОАО «Пермнефтегеофизика» (Пермь, 2004 ); Научная сессия Горного института Уро РАН по результатам НИР в 2003 году (Пермь, 2004); Практическая конференция по проблемам современной сейсморазведки, посвященная 55-летию ОАО «Пермнефтегеофизика» (Пермь,2005); IV, V конкурсах ООО «ПермНИПнефть» на лучшую научно-техническую разработку молодых ученых и специалистов (Пермь, 2005, 2007); Конкурс молодых работников ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» на лучшую научно-техническую разработку (Пермь, 2006); Первая открытая научно-техническая конференция молодых ученых и специалистов ООО «ПермНИПИнефть» (Пермь, 2006); на заседании Ученого Совета ООО «ПермНИПИнефть» (Пермь, 2007 ).

Публикации. Автором опубликовано 15 научных работ, из них в изданиях, рекомендованных Высшей аттестационной комиссией 5.

Структура и объем работы:

Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав, заключения, списка использованных источников (122 наименований). Текст изложен на 134 страницах машинописного текста, содержит 31 таблицу, 101 рисунок.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Путилов, Иван Сергеевич

Заключение

1. Разработаны методические подходы к использованию результатов литолого-фациального анализа керна для определения местоположения фациальных зон по геолого-геофизическим характеристикам в пределах скважин. Установлены связи геолого-геофизических характеристик с фациальной зональностью. Построены статистические модели прогноза фациальной зональности по геолого-геофизическим характеристикам скважин для фамен-турнейских и башкирских залежей нефти.

2. Выявлены связи атрибутов волнового поля ЗД сейсморазведки с фациальной зональностью. Получены статистические модели прогноза фациальной зональности в межскважинном пространстве по атрибутам волнового поля. Составлены прогнозные схемы фациальной зональности для фамен-турнейских и башкирских залежей нефти Озерного и Сибирского месторождений.

3. С учетом фациальной зональности построены трехмерные геологические модели фамен-турнейских и башкирских залежей нефти Озерного и Сибирского месторождений.

4. На основе трехмерных геологических моделей проведен дифференцированный подсчет запасов нефти фамен-турнейских и башкирских залежей нефти. Установлена связь распределения запасов нефти с фациальной зональностью в карбонатных отложениях.

5. Показано влияние фациальной неоднородности на добычу нефти. Получена зависимость дебита жидкости от вероятности появления фациальной зоны отмелей мелководного шельфа.

6. Построены обобщенные статистические модели прогноза фациальной зональности фамен-турнейских отложений по геолого-геофизическим характеристикам для месторождений Соликамской депрессии. Составлены и проанализированы схемы фациальной зональности для четырнадцати месторождений Соликамской депрессии.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Путилов, Иван Сергеевич, Пермь

1. Азаматов В.И. Опыт применения методов математической статистики в решении некоторых вопросов подсчета запасов// Материалы семинара маркшейдерского дела в нефтедоб. Пром-сти. Перми, 1963.-М.:Недра, 1965, С.75-79.

2. Азаматов В.И.,Бадьянов В.А. Опыт применения методов математической стаистики в решении некоторых вопросов подсчета запасов//Материалы семинара маркшейдерского дела в нефтедоб. Пром-сти. Пермь, 1963.-М.:Недра, 1965, с.75-79.

3. Азаматов В.И. Свихнувшин Н.М. Методы изучения неоднородных коллекторов в связи с оценкой запасов нефти и газа.М., «Недра». 1976.216 с.

4. Ампилов Ю.П. Сейсмическая интерпретация: опыт и проблемы. -М.: Геоинформарк, 2004. 286 с.

5. Атласман Ю.Е. Морфология древних рифовых массивов Пермского приуралья и особености их нефтиносности//Геологи нефти и газа. -2001.-№6.-С.56-61.

6. Атлас типовых моделей карбонатных резервуаров нефти и газа Европейской части России/Под ред. Н.К. Фортунатовой М.:РЭФИА, 1999. -194 е., ил. 86.

7. Багринцева К.И. Условия формирования и свойства карбонатных колекторов нефти и газа.-М:РГГУ, 1999.-285 с.

8. Байрак И.К. Повышение эффективности геологоразведочных работ в условиях сложнопостроеных и малоразмерных обектов/И.К.Баирак, С.В.Кузнецов//Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2004.-№4.-С.42-45.

9. Бахарев П.Н. Блоковое строение и нефтегазоносность севера Соликамской депрессии//Геология и разведка нефтии газа.-Пермь:ППИ,1989.-С. 8-15.

10. Бондаренко С.С., Боровский Л.Б., Ефремочкин Н.В.,Плотников И.А. и др. Изыскания и оценка запасов промышленных подземных вод. М.,Недра,1971.-244с.

11. Беляева Н.В.,Корзун А.Л. Модель седиментации франско-турнейских отложений на северо-востоке Европейской пластформы,- СПб. :Наука, 1998.-151с.

12. Брюханов Н. Н. Закономерности размещения и некоторые вопросы формирования залежей нефти в терригенных отложениях девона на территории Пермского Прикамья. Дисс. канд. геол.-минер. наук. Пермь,1972.-150 с.

13. Быков В. Н., Наборщикова И. И., Данилова Л. Ю. и др. Влияние карста на строение карбонатных коллекторов Пермской области. В кн.: Гидрогеология и карстоведение. Пермь, 1974. С. 78 - 93.

14. Булыгин В .Я., Булыгин Д.В. Имитация разработки залежей нефти. М.: Недра, 1990.-224 е.: ил.

15. Борисов Ю.П., Рябинина З.К., Воинов В.В. Особенности проектирования и разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности. -М.: Недра, 1976.

16. Василечко В.П., Гнатюк Р.А., Николаенко Н.А. Оценка нижних границ коллекторов Долинского нефтепромыслового района // Нефтяная и газовая промышленность. -2. -1969. -С.30-32.

17. Временное методическое руководство по определению подсчетных параметров геофизическими методами для подсчета запасов нефти и газа. / В.Н.Дахнов, Б.Ю.Вендельштейн, Р.А.Резванов и др. Мингео СССР Миннефтепром, 512с.

18. Вилесов А.П. Доклад: Особенности строения и емкостные характеристики верхнешельфовых карбонатных секвенций башкирского яруса на месторождениях Соликамской депрессии. Пермь: КамНИИКИГС, 2005.

19. Вилесов А.П. Вознесенский горизонт башкирского яруса северной части Соликамской депрессии//Геология и полезные ископаемые Западного Урала: Матер.рег науч.-практ. конф./Парм.ун-т.-Пермь,2004.-С.34-39.

20. Викторин В.Д. Влияние особенностей карбонатных коллекторов на эффективность разработки нефтяных залежей.-М.:Недра, 1988. -150 с.

21. Галкин В.И., М.Э.Мерсон О влиянии обучающей выборки на эффективность локального прогноза нефтегазоносности (на примере северо-востока Волго-Урала).-М. Нака производству.2006.-№1.С. 18-20.

22. Галкин В.И., Потехин Д.В., Путилов И.С. Связь коэффициента нефтенасыщенности с другими геолого-технологическими характеристиками объектов, находящихся на завершающей стадии разработки.-М. Нака производству.2006.-№ 1 .С.9-14.

23. Галкин С.В. Опыт и результаты применения вероятностно-статистических критериев при оценке перспектив нефтегазаносности антиклинальных объектов Пермской области//Геология,геофизика и разработка нефтяных месторождений.2002.№З.С.4-9.

24. Голдин С.В. Интерпретация данных сейсмического метода отраженных волн .М.:Недра,1979, 344 с.

25. Гришин Ф.А. Подсчет запасов нефти и газа в США.-М.:Недра, 1993.-197 с.

26. Гмид Л.П. Атлас карбонатных пород-колекторов/Л.П.Гмид,С.Ш.Левин.-Л.:Недра, 1972.-176 с.

27. Геофизические методы изучения подсчетных параметров при определении запасов нефти и газа / БЛО.Венделыптейн, Г.М.Золоева, И.В.Царева и др. -М.Недра, 1985.-248с.

28. Гутман И.С. Методы подсчета запасов нефти и газа: Учебник для вузов.-М.: Недра, 1985.-223 с.

29. Грачевский М.М., Берлин Ю.М. Корреляция разнофациальных толщ при поисках нифти и газа.-М.:Недра, 1969.-294 с.

30. Геофизические методы исследования нефтяных и газовых скважин / Л.И. Померанц,

31. М.Т. Бондаренко, Ю.А. Гулин, В.Ф. Козяр: М., Недра, 1981, 376 с. 16.

32. Гудок Н.С. и др. Экспериментальные исследования вытеснения нефти водой из пород Колодезного месторождения. Разработка нефтяных месторождений и физика пласта. СевкавНИИ,-1970.-Вып.6.

33. Дахнов В. Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. М., Гостоптехиздат, 1962.- 547 с.

34. Девис Дж.С. Статистический анализ данных в геологии. -М. Недра, 1990.-Кн.1.-319 с.

35. Девис Дж.С. Статистический анализ данных в геологии. -М. Недра, 1990,- Кн.2,-426 с.

36. Дж. Л. Уилсон. Карбонатные фации в геологической истории. Пер. с англ., М., Недра, 1980,463 с. Пер. изд.: ФРГ, 1975.

37. Дементьев Л.Ф. Математические методы и ЭВМ в нефтегазовой геологии: Учеб. Пособие для вузов. М.: Недра,1983.

38. Дементьеф Л.Ф.,Хитров Е.А., Шурубор Ю.В. Применение информационы мер в нефтепромысловой геологии // Тр. ПермНИПИнефть. Пермь, 1974,вып. 10.

39. Дементев Л.Ф. Системные исследования в нефтегазопромысловой геологии:Учеб. Пособие для вузов.-М.: Недра, 1988.-204 е.: ил.

40. Дементев Л.Ф., Шурубор Ю.В., Азаматов В.Н. и др. Оценка промышленных запасов нефти, газа и конденсата.- М.:Недра, 1981.

41. Денисов С.Б. Построение детальных геологоических моделей нефтяных месторождений//Геофизика, 1998,№1, С.45-57.

42. Денк С.О. Проблемы трещиноватых продуктивных обьектов.-Пермь:Электроные издательские системы,2004.-334 с.

43. Добрынин В.М. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. М.: Недра, 1970. - 240 с.

44. Жданов М.А., Лисунов В.Р., Гришин Ф.А. Методика и практика подсчета запасов нефти и газа, М.:Недра.1967.

45. Жданов М.А., Азаматов В.И., Гудков Е.П., Гусев В.М. Дифференциация запасов нефти в неоднородных коллекторах/ М.,Недра,1982. 176 с.

46. Жемчугова З.Н.,Кашников А.С. Комплексный анализ параметров разработки месторождения с применением средств БУ//Геофизика, 1998, №1, С. 111-116.

47. Золоева Г.М. Оценка неоднородности и прогноз нефти извлечения по ГИС. -М.: Недра, 1995 .

48. Золоева Г.М., Денисов С.Б.,Билибин С.И. Геолого-геофизическое моделирование залежей нефти и газа:Учебное пособие.-М.:ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005.-172 с.

49. Изотопова Т.С.,Денисов С.Б.,Венделынтейн Б.Ю. Седиметологическая интепретация данных промысловой геофизики.-М.: Недра, 1993, с.176.

50. Кочнева О.Е. Влияние структурно-фациальных особенностей башкирских отложений на формирование коллекторов нефти и газа Пермского Прикамья//Геология, геофизика и разработка нефтяных игазовых месторождений.-2002.-№ 11 .-С. 13-15.

51. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. -М.Недра, -1977,288 с.

52. Кузнецов В.Г. Природные резервуары нефти и газа карбонатных отложений.-М.-Недра, 1992.-240 с.

53. Кулагин А.В., Мушин И.А., Павлов Т.Ю. Моделирование геологических процессов при интерпретации геофизических данных. М.,Недра, 1994., 250 с.

54. Интерпретация результатов каротажа сложных коллекторов / С.С. Итенберг, Г.А. Шнурман. М., Недра, 1984, 255 с.

55. Интерактивная система обработки материалов геофизических исследований скважин (ИНГИС)/И.М.Чуринова, Т.Г.Шабельникова и др., -ЦГЭ, 1991 г.-188 с.

56. Инструкция по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. Инструкция о содержании, оформлении и порядке представления в ГКЗ СССР материалов по подсчету запасов и горючих газов, М., 1984.

57. Ж. Матерон. Основы прикладной геостатистики.- М., Мир, 1967, 387 с. Пер. из.:фран. 1968.

58. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений; (Часть 1. Геологические модели), Москва ОАО "ВНИИОЭНГ".

59. Меодические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти объемным методом. Под редакцией В.И. Петерсилье, В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко.-Москва:ВНИГНИ,НЦП "Тверьгеофизика", 2003.

60. Некрасов А.С. Геолого-геофизические исследования карбонатных коллекторов нефтяных месторождений. Перм. ун-т, 2006. 422 с.

61. Некрасов А.С., Матвеева В.П. Пространственная корреляция фаменско-турнейских крабанатных отложений Сибирского месторождения и их литолого-фациальное раионирование//Геологи геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.-2003.-№5,6-С.43-48.

62. Наливкин Д.В. Учение о фациях.-М.-Л.:АН СССР, 1955.

63. Орлинский Б.М. Контроль за разработкой залежей нефти геофизическими методами.-М.:Недр, 1977.-240 с.

64. Потехин Д.В. Анализ учёта изменения нефтенасыщенности в пределах переходной зоны при трёхмерном геологическом моделировании (на примере Трифоновского месторождения) // Известия вузов. Нефть и газ. 2004, №5. С.105-110.

65. Путилов И.С. Комплексная интерпретация магнитных и псевдогравитационных аномалий // Вторая уральская молодежная научная школа по геофизике.Пермь,2001 .С.147-148.

66. Путилов И.С. Создание программного обеспечения первичной обработки гравиметрических материалов // Геофизические исследования и мониторинг месторождений нефти, газа и калийных солей. Пермь,2003.С.76-78.

67. Путилов И.С. Изучение фациальной обстановки карбонатной толщи башкирского яруса Озерного месторождения нефти // Горные ведомости. -Тюмень, 2007 №2. С. 26-31.

68. Путилов И.С., Некрасов А.С. Авторское свидетельство об официальной регестрации программы для ЭВМ №2005610068, НП-ГИС, 10 ноября 2004 г. Россия,

69. Путилов И.С. Комплексный фациальный анализ башкирского яруса Озерного месторождения//Геология геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.-2007.-.№9.-С. 17-21.

70. Путилов И.С., Потехин Д.В. Оценка кондиционности данныхна этапе подготовки и загрузки в пакет трёхмерного геологического моделирования//Геология геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.- 2005.-.№5-6.С.48 50 .

71. Путилов И.С., Потехин Д.В. Распределение петрофизических свойств в трехмерных геологических моделях нефтяных залежей// Геология и ископаемые Западного Урала сб.ст.по материалам регион, науч.-практ. Конф./Перм. Ун-т.-Пермь, 2006.С.122-123.

72. Путилов И.С., Галкин В.И. Применение вероятностного статистического анализа для изучения фациальной зональности турне-фаменского карбонатного комплекса Сибирского месторождения//Нефтяное хозяйство. 2007-.№9.с. 12-14.

73. Путилов И.С. Применение вероятностно статистического анализа для изучения Фа'циальной зональности турне-фаменского карбонатного комплекса Соликамской депрессии//Геология геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.-2007.-.№10.-С.16-19.

74. Пирсон С.Д. Учение о нефтяном пласте.-М.: Гостехиздат, 1961.

75. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39-007-96, ВНИИ, М.,1996.

76. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газовых месторождений. РД 153-39. 0-047-00. М.,Минэнерго,2000 г.

77. Руководство пользователя программного продукта IRAP RMS; Москва, 2002г.

78. Сташкова Э.К. Комплексные исследования в практике геологического моделирования внутреннего строения карбонатных резервуаров // Природные ресурсы, 2006 №3. С. 101-110.

79. Стасенко В.В., Гутман И.С. Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов. М.Недра,1989, 285с.

80. Стасенков В.В., Климушин И.М., Бреев В.А. Методы изучения геологической неоднородности нефтяных пластов.- М.:Недра,1972.

81. Сидоров А.Н. Математические методы обработки и интерпретации геолого-геофизической информации на примере построения карт геологических параметров//Проблемы нефти и газа Тюмени.-1979.-Вып 42.-С.59-64.

82. Седиментологическое моделирование карбонатных осадочных комплексов/Сост. И общ. Ред. Н.К. Фортунатовой.-М.: НИА-Природа,2000.-249 с.

83. ЮО.Семин Е.И. Геологическая неоднородность нефтеносных пластов и некоторые способы ее изучения/ЛГр.ВНИИ. -М.:Гостоптехиздат,1962,вып.34, С.3-43.

84. ЮЬСонич В.П., Черемисин Н.А., Батурин Ю.Е. Влияние снижения пластового давления на фильтрационно-емкостные свойства пород.//Нефтяное хозяйство.- 1997.- №9.- С.52-57.

85. Юб.Чувашов Б.И. Динамика развития Предуральского краевого прогиба//Геотектоника, 1998.-№3 .-С.22-3 7.

86. Ю7.Чоловский И.П., Иванов М.М., Гутман И.С.,Вагин С.Б., Брагин Ю.И. Нефтепромысловая геология и гидрогеология залежей углеводородов: Учебник для вузов.-М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002. 456 с:ил.

87. Luca Cosentino. Integrated Reservoir Sudies. Paris, 2001. - P. 310.1. Фондовая литература

88. Геологическое строение и пересчет запасов нефти и газа Сибирского месторождения на основе геологической модели. Отв. исп. Гурева Т.В., ООО «ПермНИПИнефть», Пермь, 2005.

89. Чистов А.С., Муртазова Е.В. Проект пробной эксплуатации Сибирского месторождения. ОАО ПермНИПИнефть. 1996г.

90. Чистов А.С., Муртазова Е.В. Дополнение к проекту пробной эксплуатации Сибирского месторождения. ОАО ПермНИПИнефть. 1998г.

91. Чистов А.С., Мезрин В.Н.,Муртазова Е.В. Технологическая схема разработки Сибирского месторождения. Пермь,2000г.

92. Детальное изучение геологического строения Сибирского месторождения нефти методом сейсморазведки. Отчет сейсмической партии 3. ОАО Пермнефтегеофизика, г.Пермь, 1998.

93. Подсчет запасов нефти и газа по месторождениям Пермской области. Геологическое строение и подсчет запасов нефти и газа Сибирского месторождения. Лядова Н.А., Некрасов А.С., Минина О.М. Пермь, 1999г.

94. Уточнение геологического строения Озёрного месторождения нефти методами 3D сейсморазведки для увеличения эффективности эксплуатационного бурения. Договор № 00106. Отв. Исп. Попов В.М.,000 НОВИК, Пермь, 2003.

95. Геологическое строение и пересчет запасов нефти и газа Озёрного месторождения на основе геологической модели. Отв. исп. Ракинцева Л.Н., ООО «ПермНИПИнефть», Пермь, 2006.

96. Разработка модели строения Озёрного месторождения на основе лито-биофациального анализа и петрофизических исследований. Договор 207. Отв. исп. Вилесов А.П., КамНИИКИГС, Пермь, 2004.