Разработка статистических моделей для прогноза коэффициента подвижности нефти в различных фациальных условиях

Ефимов, Артем Александрович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Разработка статистических моделей для прогноза коэффициента подвижности нефти в различных фациальных условиях
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Разработка статистических моделей для прогноза коэффициента подвижности нефти в различных фациальных условиях"

На правах рукописи

Ефимов Артем Александрович

РАЗРАБОТКА СТАТИСТИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ ДЛЯ ПРОГНОЗА КОЭФФИЦИЕНТА ПОДВИЖНОСТИ НЕФТИ В РАЗЛИЧНЫХ ФАЦИАЛЫ1ЫХ УСЛОВИЯХ (на примере башкирских залежей Пермского края)

25.00.12 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

005544328

ЯНВ 2014

Пермь-2013

005544328

Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Пермский национальный исследовательский политехнический университет»

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук, Галкин Сергей Владиславович

Официальные оппоненты: Бородкин Владимир Николаевич, доктор геолого-минералогических наук, профессор, Тюменский государственный нефтегазовый университет,

Проворов Михаил Викторович , кандидат геолого-минералогических наук, ОАО «КамНИИКИГС» (г.Пермь), старший научный сотрудник.

Ведущая организация - Научно-исследовательское, проектное и производственное предприятие «Недра» (г. Пермь).

Защита состоится «26» февраля 2014 г. в 15— часов на заседании диссертационного совета Д 212.188.03 ФГБОУ ВПО «Пермский национальный исследовательский политехнический университет» по адресу: 614990, г.Пермь, Комсомольский проспект, 29, ауд. 423 б.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГБОУ ВПО «Пермский национальный исследовательский политехнический университет».

Автореферат разослан «26» декабря 2013 г.

Ученый секретарь диссертационного совета доктор геолого-минералогических наук, профессор

А.В. Растегаев

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы. Эффективность эксплуатации нефтяного месторождения во многом определяется достоверностью соответствия принятой при проектировании разработки геологической модели фактическому строению залежи. Недооценка фациальных условий и режимов осадконакопления существенно искажают геологические модели, снижая эффективность последующих проектных решений. Изучение влияния фациальных условий на петрофизические свойства пород-коллекторов, коэффициент подвижности нефти и, как следствие, коэффициент вытеснения нефти позволит более достоверно проводить геологическое моделирование месторождений.

Обобщение опыта геологического моделирования нефтяных месторождений Пермского края показывает, что в геологических моделях не всегда в полной мере учтены фациальные особенности отложений. Особенно учет фациальной изменчивости актуален для коллекторов карбонатного типа, представляющих собой сложнопостроенные и неоднородные геологические тела. К такому типу относятся карбонатные коллекторы башкирского яруса (пласт Бш), которые являются объектом исследований диссертации.

Целью настоящей работы является научное обоснование использования фациальных особенностей отложений башкирского яруса для прогноза коэффициента подвижности нефти с помощью геолого-математического моделирования на примере месторождений Пермского края.

Основные задачи исследований заключаются в следующем:

1. Определение фациальной принадлежности отложений по результатам описания кернового материала.

2. Установление закономерностей фациальной изменчивости в пределах залежей для различных тектонических элементов.

3. Исследование фильтрационно-емкостных характеристик коллектора в пределах выделенных фациальных зон.

4. Разработка статистических моделей для прогноза коэффициента подвижности нефти с учетом фациальной изменчивости коллекторов.

Методы решения поставленных задач. В диссертации проведены следующие исследования:

1. Построены региональные схемы распределения значений вязкости пластовой нефти, проницаемости, коэффициентов подвижности и вытеснения нефти.

2. Фациальный анализ отложений горных пород по керну.

3. Сравнительный анализ фильтрационно-емкостных характеристик коллекторов для выделенных фаций. Обоснованы статистические

модели зависимости фильтрационно-емкостных свойств коллекторов от фациальных условий.

4. Построены статистические модели для прогноза коэффициента подвижности нефти по данным анализа исследований керна с учетом фациальных условий.

Научная новизна работы заключается в том, что на основе изучения данных кернового материала, петрофизических свойств и характеристик пласта предложен метод оценки коэффициента подвижности в различных фациальных условиях башкирских залежей нефти. Установлено влияние фациальной принадлежности коллекторов на характеристики подвижности нефти для башкирских залежей. Научно обоснована эффективность использования разработанных статистических моделей месторождений Пермского края расположенных в различных тектонических элементах.

Защищаемые положения.

1. Установлена зональность распределения вязкостей пластовой нефти и коэффициента подвижности для башкирских залежей в пределах территории Пермского края.

2. Обоснованы геолого-математические модели прогноза фильтрационно-емкостных свойств коллекторов с учетом фациальных особенностей.

3. Разработаны многомерные статистические модели прогноза коэффициента подвижности нефти на основе петрофизических исследований и фациального анализа кернового материала.

Фактический материал. В работе проанализированы данные по 484 образцу керна из 81 скважины трех месторождений нефти Пермского края. По каждому образцу использовались значения по 9-ти характеристикам пласта.

Практическое значение и реализация результатов исследований. Результаты исследований вошли в три отчета по научно-исследовательской работе выполненные в рамках государственного задания (в том числе два по ФЦП), в отчет по хоздоговорной работе для ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ».

Апробация работы и публикации. Основные положения диссертационной работы докладывались на ежегодных всероссийских научно-технических конференциях ПНИПУ (ранее ПГТУ) -«Нефтегазовое и горное дело» (Пермь, 2009 - 2011), научно-практической крнференции ПГНИУ - «Геология и нефтегазоносность северных районов Урало-Поволжья» (Пермь, 2010), научной конференции «Структура, вещество, история литосферы Тимано-Североуральского сегмента» (Сыктывкар, 2010), второй всероссийской конференции «Практическая микротомография» (Москва, 2013).

Автором опубликовано 16 научных работ, в том числе 9 статей в высокорейтинговых изданиях, рекомендованных Высшей аттестационной комиссией РФ.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения. Текст изложен на 132 страницах машинописного текста, иллюстрирован 50 рисунками и содержит 46 таблиц. Список литературы включает 124 наименований.

Автор выражает искреннюю признательность научному руководителю доктору геолого-минералогических наук С.В.Галкину, а так же благодарность за консультации и поддержку в работе над диссертацией заслуженному деятелю наук РФ, доктору геолого-минералогических наук, профессору В.И.Галкину, сотрудникам горно-нефтяного факультета ПНИПУ О.Е.Кочневой и Г.П.Хижняку.

Содержание работы

В первой главе проведен аналитический обзор научно-технической литературы по проблемам исследования карбонатных каменноугольных отложений территории Пермского края и влияния фильтрационно-емкостных характеристик коллекторов на процессы подвижности и вытеснения нефти.

Наиболее значимый вклад при комплексном изучении каменноугольных отложений территории Пермского края внесен И.В. Пахомовым, O.A. Щербаковым, П.А. Сафроницким, под руководством которых выполнены работы по детальному расчленению каменноугольных отложений, палеотектонические и палеогеографические реконструкции.

По результатам многолетних исследований установлено, что в башкирский век на территории Предуральского краевого прогиба и прилегающей части Восточно-Европейской платформы, существовал эпиконтинетальный морской бассейн. Исходя из физико-географических обстановок формирования отложений, по положению относительно береговой линии, гидродинамическим особенностям и глубинам, комплексу органических остатков на территории были развиты морские мелководные фации.

Отложения башкирского яруса в пределах Пермского края представлены двумя типами разрезов: карбонатным и терригенно-карбонатным. Карбонатный тип разреза имеет наиболее широкое распространение с преобладанием органогенных, органогенно-обломочных и оолитовых известняков. Лучшими коллекторскими свойствами в разрезе башкирских отложений обладают биоморфно-водорослевые, фораминиферовые разности известняков.

Коэффициент вытеснения нефти СКвыт) характеризует эффективность вытеснения на микроуровне и зависит от того, насколько применяемый рабочий агент обеспечивает полноту вытеснения нефти из пустотного пространства пород-коллекторов залежи, охваченных воздействием. Факторами, влияющими на коэффициент вытеснения, являются: соотношение вязкостей нефти и рабочего агента, неоднородность пористой среды и избирательная смачиваемость.

В работах Г.П.Хижняка для месторождений Пермского края научно обоснована методика оценки коэффициента вытеснения нефти водой на основе зависимостей вида [2-4]:

#выг = А 1л Ки(тп + (1)

где Л"подв - коэффициент подвижности нефти, представляющий собой отношение проницаемости коллектора (к) по нефти к вязкости нефти (//).

Таким образом, процесс вытеснения нефти в пределах залежи для территории исследования определяется главным образом подвижностью нефти. Задачей диссертации ставится количественная оценка влияния петрофизических характеристик и фациальных обстановок башкирских карбонатных залежей на коэффициент подвижности нефти.

Вторая глава диссертации посвящена изучению закономерностей распределения фильтрационно-емкостных характеристик для башкирских карбонатных залежей Пермского края.

Карбонатные отложения башкирского яруса имеют сложное строение, высокую степень неоднородности, и, как следствие, часто не высокие фильтрационно-емкостные свойства. Значения Авыт для башкирских залежей в среднем ниже, чем для других основных эксплуатационных объектов Пермского края. С учетом этого, достоверный прогноз фильтрационно-емкостных характеристик коллекторов башкирских залежей определяет методы и эффективность их разработки. В результате обобщения фактических данных по территории Пермского края в диссертации впервые для башкирских залежей построены схемы распределения вязкости пластовой нефти, проницаемости коллекторов, коэффициентов подвижности и вытеснения нефти.

Величина вязкости пластовой нефти изменяется в диапазоне от 0,7 до 38,0 мПа*с [5]. Изменение /г для территории исследования имеет зональный характер. По мере удаления от передовых складок Урала (ПСУ) в башкирских залежах для всех крупных тектонических элементов наблюдается повышение вязкости нефти. Зависимости вязкости и расстояния от ПСУ (Хпсу> км) для наиболее изученных крупных тектонических элементов характеризуются положительными корреляциями (табл. 1).

Таблица 1

Статистические характеристики вязкости нефти и проницаемости пласта Бш в зависимости от удаленности от ПСУ

Тектонический элемент Уравнение регрессии; область применения модели; диапазон изменения (среднее значение ± стандартное отклонение)

ц, мПа*с к, 101 мкм2

Соликамская депрессия (СолД) ¿ису=-0,4681+0,1159г = 0,45; 4 -35 км; 0,69 -10,86 (2,14±2,37) ¿псу = 131,2716-3,7293 Л, г = -0,53; 4 -35 км; 9,0 - 285,0 (47,35±64,93)

Бымско-Кунгурская впадина (БКВ) ¿псу = 0,3412+0,0348 ц, г = 0,13, 57- 118 км; 1,19-30,23 (6,98±9,62) ¿псу = 301,5536 - 2,3557 к, г = -0,46; 57- 118км; 3,0-261,0(61,58+76,07)

Пермский свод (ПС) ¿„су = -2,0331+0,0981 ц, г = 0,46; 54-172 км; 1,12-34,68 (8,97±8,44) ¿„су = 51,2697+0,1167 к, г = 0,09; 54-172 км; 10,0 -192,0(64,35±51,72)

Башкирский свод (БС) ¿„су = 2,2093+ 0,0425 ц, г = 0,29; 119-217км; 5,56-38,45(11,11±7,07) ¿псу = -154,3302 + 1,6907 к, г = 0,42; 119-217км; 3,0 - 409,0 (152,16±103,07)

Отсюда видно, что увеличение вязкости пластовой нефти имеет площадной характер - с севера на юг и с запада на восток. Распределение же проницаемости для башкирских залежей носит пространственный характер. Корреляционные связи между к и ¿псу имеют как положительные, так и отрицательные направленности. Это связано с тем, что даже в пределах залежей проницаемость для карбонатных сложнопостроенных коллекторов изменяется в широком диапазоне как по латерали так и по разрезу. Соответственно, величины коэффициентов подвижности нефти в контуре залежи, в основном, определяются именно проницаемостью пород-коллекторов, обусловленной главным образом фациальными условиями.

Исходя из того, что распределение петрофизических показателей и свойств пластовой нефти обусловлено сложным тектоническим строением, в качестве объектов изучения выбраны башкирские залежи месторождений расположенных в различных тектонических элементах. Поставленные задачи в диссертации решены на примере Соликамской депресси -Сибирское месторождение, осевой зоны Камско-Кинельской системы прогибов (ККСП) - Кокуйское месторождение и бортовой части ККСП -Батырбайское месторождение. Изученные в диссертации залежи являются типичными для указанных территорий. В пределах данных залежей представляется возможным детальное изучение геологического строения, ввиду высокой плотности размещения скважин и отбора в них керна. Закономерности, установленные на примере выбранных эталонных объектов, могут быть использованы для оценки параметров залежей-аналогов соответствующих тектонических элементов.

Третья глава посвящена установлению геолого-математических моделей зависимости фильтрационно-емкостных свойств коллекторов с учетом фациальных условий на примере Сибирского, Кокуйского, и Батырбайского нефтяных месторождений. В автореферате наиболее полно представлена методика установления модели для Сибирского месторождения. В диссертации эти исследования в полном объеме приведены также для Кокуйского и Батырбайского месторождений.

Сибирское месторождение в тектоническом отношении находится в южной части Соликамской депрессии Предуральского краевого прогиба. В анализе использованы данные определений петрофизических характеристик и описания шлифов по 187 образцам керна из 15 скважин.

Согласно исследованиям И.В. Пахомова, O.A. Щербакова, В.И. Дурникина отложения башкирского яруса территории Пермского края формировались в морских мелководных обстановках. Высокая биологическая продуктивность эпиконтинентального бассейна и слабая дифференциация осадков на дне способствовали созданию сложных по очертанию площадей развития отмелей и поселений различных морских организмов. Комплекс фаций для этих обстановок включает: фации отмелей (ОТ), поселений различных организмов (ПО), ровного морского дна (РМД).

Фациальные обстановки, в которых происходило образование и накопление осадка, в конечном итоге формируют структуру горных пород и определяют их фильтрационно-емкостные характеристики. Поэтому на первом этапе исследований проведено определение фаций по петрографическим описаниям шлифов.

Для каждой группы фаций характерен свой комплекс микроструктур и литотипов. При микроскопическом изучении шлифов в карбонатных породах установлены следующие наиболее часто встречающиеся микроструктуры (в направлении от мелких к крупным по величине структурных составляющих): пелитовая, микрозернистая, сгустковая, комковатая, шламовая, детритовая, биоморфная, обломочная.

Комплекс микроструктур для фаций ОТ включает: обломочные, органогенно-обломочные и в подчиненной степени - детритово-комковатые [6, 8].

Фации представлены оолитовыми известняками и известняковыми брекчиями. При формировании фаций ПО ведущая роль принадлежит биоморфным, органогенным, органогенно-детритовым структурам. Горные породы этой группы фаций представлены известняками, состоящими преимущественно из остатков одной группы организмов: водорослевые, брахиоподовые, криноидные, фузулинидовые,

фораминиферовые, либо из нескольких групп, являясь переходными литотипами.

Фации РМД в литолошчсском отношении представляют собой известняки шламово-детриговые. часто доломитнзированные. в различной степени глинистые, со сгллолитовыми швами. Среди них преобладают органогенно-детритовые. тонкозернистые. сгустковые. комковатые разности.

Уиюв^мс иОшмгаснкя

145 Ко»

г гч Л «Д (<

ПО)

■ ми*« №1Ц1 иДО^ХМХЛИ

в 01 02 01 04 0» С* 01 Э* 0«

Рис. 1. Схема распределения фаний НО .VIя пласта Ьш Сибирского месторождения

Анализ обстановок осадконакоплеиия позволил в разрезе каждой скважины определить долю фаций ОТ. ПО и РМД с учетом толщин пропластков и построить схемы распределения фаций в пределах площади Сибирского месторождения. Наиболее часто встречаются отложения, принадлежащие к фациям ПО. Эти фации располагаются субмери-дионалыю (с С-3 на Ю-В). В осевой части доля фанни ПО составляет около 0,5 д.ед.. а к периферии увеличивается на юго-западе до 0.7 д.ед., на северо-востоке до 0.9 д.ед. (рис. I). Фапии отмелей локализуются, главным образом. в центральной и юго-западной частях залежи. Значение удельной доли фаций ОТ по плошали Сибирского

месторождения не

превышает - 0.45 д.ед. Развитие фаций РМД имеет субширотное направление с возрастанием их доли на юге месторождения.

На следующем этапе проведен статистический анализ для характеристик выделенных групп фаций. В первую очередь определялся характер связей коллекторских свойств, пористости (АГц) и проницаемости (к), в зависимости от фаииалыюй принадлежности отложений.

Установленные зависимости проницаемости от пористости для фаций ОТ, ПО и РМД соответственно описываются следующими уравнениями [7]:

к= -228,22+21,45/^, /=0,54, к= -79,06+8,79/^, /=0,58, к= -22,42+3,10/^, /=0,44,

где г — коэффициент корреляции.

(2)

(3)

(4)

Как видно из полученных функций связь исследуемых параметров всегда положительная и статистически значимая. Причем, наблюдается закономерное уменьшение углового члена от фаций ОТ к фациям РМД. Установление зависимости коллекторских свойств от фаций позволяет привлечь для исследования и другие показатели. В качестве характеристик использованы: пористость, проницаемость, остаточная водонасыщенность (Ков), плотность (/?), абсолютные отметки залегания (Я) и толщины выделенных фаций (М). Средние значения вышеуказанных показателей приведены в таблице 2. Сравнение средних значений по фациям выполнено с помощью критерия Стьюдента ?.

Таблица 2

Сравнительные оценки фаций башкирской залежи Сибирского месторождения

Показатель Средние значения Критерии Стьюдента ? / р

фации ОТ фации ПО фации РМД фации ОТ-ПО фации ПО-РМД фации ОТ-РМД

Яи, % 12,8 10,7 10,1 2,7714 0,0063 1,0738 0,2844 4,0240 0,0001

к, 10"3мкм2 47,7 28,6 8,2 1,1329 0,2592 2,2199 0,0277 2,7918 0,0067

Ко в, % 30,4 31,6 35,8 -0,3043 0,7613 -1,7183 0,0876 -1,5609 0,1231

р, г/см3 2,36 2,41 2,43 -2,2066 0,0290 -1,2223 0,2232 -3,5617 0,0006

Я, м -1761,4 -1761,7 -1766,2 0,1078 0,9143 1,6688 0,0970 1,1608 0,2497

М, м 0,99 1,07 1,51 -0,3203 0,7492 -2,2238 0,0275 -1,6492 0,1036

При сравнении средних значений видно, что для фаций ОТ характерны лучшие коллекторские свойства, для фаций РМД - в среднем коллекторские свойства хуже. Установленные коллекторские характеристики фаций ПО занимают промежуточные значения между фациями ОТ и РМД. Фации РМД, как правило, имеют большие толщины и глубины залегания пропластков.

Из вышесказанного следует, характеристики фаций ОТ и РМД значимо статистически различаются практически по всем рассмотренным показателям. Распознавание фаций ПО по отдельным фильтрационно-емкостным показателям затруднительно. Таким образом, ни по одному изучаемому показателю полностью статистически разделить выборку по фациям не представляется возможным.

Для более полного анализа проведены сравнения не только средних значений, но и плотностей распределений этих показателей. Сравнение плотностей распределений частостей исследуемых показателей в изучаемых фациях показало, что по всем им наблюдается пересечение значений. Количественная оценка различия в плотностях распределения частостей исследуемых показателей в изучаемых фациях проведена с использование критерия Пирсона х2 (табл. 3).

Таблица 3

Сравнение распределений по фациям

Критерии

Показатель Стьюдента х2! р

фации ОТ-ПО фации ПО-РМД фации ОТ-РМД

Кп. % 7,418497 3,980754 16,05307

0,044962 0,136644 0,031042

к, 10"3мкм2 1,296933 6,261451 7,974617

0,522847 0,043686 0,018550

АЬв, % 0,094338 4.964772 3,491411

0,953926 0,085440 0,174522

р, г/см3 4,752628 0,092892 4,350537 0,113578 13,33648 0,001271

И, м 0,1053635 4,171455 3,502363

0,948456 0,121651 0,183617

М, м 0,105363 4.171455 3,502363

0,948456 0,121651 0,183617

Из таблицы 3 видно, что как по критерию так и по критерию г полностью разделить выборку по данным показателям на 3 группы фаций нельзя. Для более полного анализа распределения показателей в пределах исследуемых фаций вычислялись значения коэффициентов корреляции (г) между ними с учетом фаций, что выявило большое разнообразие связей, от очень сильных (между Кп и р), до практического их отсутствия (между Кп и Н, М). Отметим, что на фоне этого многообразия наблюдается тенденция, заключающееся в том, что между Кп и к, между р и к наблюдается последовательное уменьшение коэффициентов г от фаций ОТ к фациям РМД.

Для разделения типов фаций по комплексу изучаемых показателей применялся метод пошагового линейного дискриминантного анализа (ПЛДА). В результате реализации которого получены следующие линейные дискриминантные функции (ЛДФ):

-8,07#-8,73М+2907,6/н-74,86Я-п+0,5А1к-\,\1К0В-\ 1019,2 (5)

Хг= -8,08#-8,63М+2898,6р+74,ЗЗ^п+0,546£-1,19А'ов-10997,2 (6)

г3= -8,09Н- 8,ЗЗМ+2900,7р+74,38/Сп+0,542^-1,19^ов-11028,8 (7)

По вышеприведенным ЛДФ вычислялись вероятности принадлежности к фациям: ОТ-Р0т> ПО-Рпо, РМД-РРМд и их средние значения. Сравнение средних значений вероятностей по фациям выполнялось по критерию Г (табл. 4).

Таблица 4

Сравнение средних значений вероятностей по фациям

Вероятность по фации Средние значения Критерии Стьюдента ? ! р

фации ОТ фации ПО фации ОТ фации ОТ-ПО фации ПО-РМД фации ОТ-РМД

Рот 0,593 0,098 0,089 28,144 0,000 0,793 0,429 33,863 0,000

Л [О 0,257 0,642 0,353 17,693 0,000 19,018 0,000 4,088 0,000

■Ррмд 0,139 0,259 0,557 5,234 0,000 19.732 0,000 23.804 0,000

Кроме того, различия в плотностях распределения вероятностей в изучаемых фациях было выполнено по критерию %2, который показал, что

оГ

распределение вероятностей принадлежности к своему классу фаций значительно отличаются от этих вероятностей принадлежности к другим классам, особенно сильные отличия получены по Л)г[ 12).

а На рисунке 2 представ-

лены поля корреляции между вероятностями отнесения по характеристикам пласта к фациям ОТ, ПО и РМД.

Анализ построенных полей корреляции между вероятностями, а также значения коэффициентов корреляции между ними с учетом исследуемых фаций показали, что соотношение вероятностей для разных фаций имеет различный вид (табл. 5). Отмеченное свидетельствует о том, что разработанные линейно дискриминантныс функции достаточно хорошо

разделяют данные по фациям.

Вы шепри веден 11 ы й статистический анализ характеристик пласта Бш Сибирского

месторождения показал их зональный характер

распределения, подтверждающий ранее выделенные фацнальные зоны.

Фации:

ОТ

ПО

РМД

Рис. 2. Корреляционные поля между /'от«« Р\ю («). Рпо » Ррмд (б)

Таблица 5

Соотношение вероятностей для разных фаций

Соотношения вероятностей Уравнении регрессии, котффиниеит корреляции

фашш ОТ фашш ПО фашш РМД

Рот И Рпо Р, ю -0.682-0.7093/>от. гт.4X90 Л ю =0.683-0.36«)/"от. /=-0.30 Лю =0,449-1.1250/"от. г=-0,74

Яот н /»РМД Ршя «0.368-0.4016Д„. г=-0,45 Рпт =0.280-0,1959Л»т, гж-0.15 Ргчл =0.551+0.1243 р01 г=012

ЛюИ Ргыл />рчи =0.|47-0.0657Л*>. /»-0.11 />ГМЛ=0.798-0.8270/'|1О. г=-0.77 Лид =0,741-0.51039 Лю. г=-0.76

Аналогичные исследования по вышеприведенной методике проведены и для месторождений территории платформы. Для Кокуйского месторождения при анализе использованы данные по 204 образцам керна из 32 скважин. При сравнении средних значений установлено, что пористость для фаций ОТ является близкой к фациям ПО и существенно превышает значение для фаций РМД. Проницаемость возрастает от фаций РМД к ОТ, причем для фаций РМД к на порядок ниже чем для других фаций. Эффективность распознавания фаций методом ПЛДА составила: ОТ - 54%, ПО - 63%, РМД - 66%.

Для Батырбайского месторождения при исследовании использованы данные по 93 образцам керна из 23 скважин. При сравнении средних значений установлено, что пористость для фаций ОТ выше чем для ПО и РМД. Проницаемость закономерно увеличивается от фаций РМД к ОТ, причем для фаций РМД к на порядок ниже чем для других фаций. Эффективность распознавания фаций методом ПЛДА составила: ОТ -65%, ПО - 72%, РМД - 66%.

Таким образом, для башкирских залежей рассмотренных месторождений фации ОТ характеризуются высокими коллекторскими свойствами. Фации РМД как правило соответствуют пропласткам с низкими фильтрационно-емкостными показателями. Фации ПО являются переходными между ОТ и РМД по фильтрационно-емкостным характеристикам.

В четвертой главе для башкирских залежей Сибирского, Кокуйского и Батырбайского месторождений с учетом фациальных обстановок разработаны многомерные статистические модели прогноза коэффициента подвижности нефти.

Для изучения влияния фаций на Яподн выборка разделена на два класса. В класс, представленный подвижной частью коллектора, вошли образцы с Л"подв >0,0007 мкм2/мПа*с; в класс застойных зон - образцы с Кподв<0,0007 мкм2/мПа*с. Класс подвижной части коллектора характеризуется следующими средними значениями петрофизических показателей: /7=2,37 г/см3, Кп=12,2%, К0в=21,6%, для застойных зон -р-2,45 г/см3, Я"п=9,4%, К0в=43,5%. Таким образом, для застойных зон по сравнению с подвижной частью коллектора р выше, Кц значительно ниже, Ков выше вдвое. К подвижной части коллектора относится керн фаций ОТ и отчасти фаций ПО - это известняки с высокими коллекторскими свойствами, формирование которых происходило в мелководных фациальных обстановках на глубинах до 10 м. К застойным зонам - керн фаций РМД и отчасти фаций ПО, с формированием отложений на глубинах 10-50 м.

Для количественного учета фациалыюй принадлежности коллекторов введен показатель Кф: фациям ОТ присваивается ранг 1, ПО -

ранг 2, РМД - ранг 3. С возрастанием показателя Кф коллекторские свойства пород закономерно ухудшаются.

С целью установления статистических закономерностей проведен регрессионный анализ, уравнения регрессии между изучаемыми показателями и Аподв имеют следующий вид:

#подв = 0,117-0,0472 р, г = -0,44, (8)

Я"подв = -0,012+0,0015 Кп, г= 0,45, (9)

Кпот = 0,011-0,0002 К0й, г = -0,35, (10)

Яподв = 0,009-0,003 Кф, г = -0,18 (И)

Для комплексного учета информативности показателей при оценке •Кподв использован вероятностный подход (табл. 6). Из таблицы видно, что классы подвижных и застойных зон статистически различаются. Следует отметить, что введенный в диссертации критерий Р(КФ) является достаточно информативным [11].

Таблица 6

Индивидуальные статистические модели прогноза А"подв_

Показатель Статистические характеристики показателей* Критерии t Р Верхняя строка - уравнение вероятности принадлежности к классу подвижной части коллектора; средняя - область применения модели; нижняя - диапазон изменения вероятности

Подвижная часть коллектора Застойные зоны

р, г/см3 2,37±0,091 2,44 ±0,08 -5,6494 Р(р) = 3,541-1,254/? 2,16 —2,70 г/см3 0,139 — 0,816

0,548 + 0,114 0,458 ±0,103 0,0000

Кп, % 12,17±2,96 9,57 ±2,78 6,1864 Р(Ки) = 0,013+0,044^1 2,7—19,7% 0,148 — 0,890

0,561±0,129 0,448 ±0,121 0,0000

Ков, % 21,39 ±3,1 42,37 ±12,23 13,3773 Р(К0 в) = 0,621-0,004 Ков 9,2 — 77,3 % 0,334 — 0,587

0,541 + 0,024 0,462 ±0,049 0,0000

Кф, ранг 1,97 + 0,59 2,33±0,58 -4,2255 Р(Кф) = 1,006-0,233 КФ 1 — 3 ранг 0,306 — 0,772

0,544 + 0,137 0,464 ±0,136 0,0000

Я, м -1758 + 13 — 1765 ±16 2,4858 Р(Н) = 12,683+0,00693 Н -1808,2 —-1718,0 м 0,180 — 0,880

0,522 ±0,093 0,474 + 0,049 0,0144

М, м 1,02 ±1,08 1,13 + 1,14 -0,5558 Р(М) = 0,604-0,0759 М 0,10 —5,10м 0,240 — 0,585

0,504 ±0,081 0,495 ±0,119 0,0579

* Примечание - в числителе - среднее значение показателя и стандартное отклонение, в знаменателе - среднее значение вероятности и стандартное отклонение.

Расчеты вероятностей Р(КФ), Р(рп), Р(Кп) и Р(К00) использованы при построении условных комплексных вероятностей (УКВ) по характеристикам пласта - Руки для прогноза Л"Подв башкирской залежи Сибирского месторождения. При вычислениях применялось такое сочетание вероятностей, при котором средние значения Рукв наиболее значительно отличались в изучаемых классах. При дальнейшем анализе будем использовать Рукв, при /и = 4, которым соответствует максимальное значение критериев Стьюдента t и Пирсона %2.

Для контроля полученных вероятностных оценок применен метод ПЛДА, получена каноническая функция:

Z = 25ЛЗР(К0В) +ЗЛтКФ) + 3,11Р(КП) -Ъ,04Р(р) -14,21 (12)

В данной ЛДФ коэффициенты при Р(К0в), Р(КФ), Р(Ки), Р(р) имеют физический смысл, увеличивая вероятность отнесения пропластка к подвижной части залежи при росте индивидуальных вероятностей. По данной ЛДФ вычислены значения принадлежности к классу подвижных зон - Рлда- Среднее значение Рлда для класса подвижной части коллектора составляет 0,88±0,21; для класса застойных зон - 0,20±0,26. Процент верного распознавания для класса подвижной части коллектора - 93,2 %, для класса застойных зон - 82,8%. Применение методов УКВ и ПЛДА показывает, что значения Л"Подв в значительной мере контролируются петрофизическими характеристиками пласта Бш.

Разбив данные по вероятности РЛдл с шагом 0,1, в пределах интервалов вычислялись средние значения Рукв и /чюдв- Полученные данные представлены в таблице 7. Коэффициенты корреляции между Рлдд и Рукв составляют 0,88.

Таблица 7

Средние интервальные значения РлдЛ, Рукв и Л"подв

Параметры Средние значения в интервале варьирования Рлда

0-0,1 0,1-0,2 0,2-0,3 0,3-0,4 0,4-0,5 0,5-0,6 0,6-0,7 0,7-0,8 0,8-0,9 0,9-1,0

рлда 0,02 0,13 0,23 0,35 0,44 0,55 0,65 0,75 0,84 0,95

Рукв 0,21 0,48 0,42 0,44 0,52 0,54 0,49 0,61 0,57 0,73

Яподв 0,0001 0,0002 0,0004 0,0006 0,0005 0,0009 0,0014 0,0017 0,0027 0,0099

В результате комплексирования методов УКВ и ПЛДА получено следующее уравнение регрессии:

А"подвМ = 0,003823 Рлда + 0,010720 Рукв - 0,003954,

при Р=0,52; Р/Р^5,86 (13)

Сопоставление расчетных значений Я"ПодвМ с фактическими данными показывает их высокую сходимость (/=0,88), при значениях критерия Стьюдента ?=0,09.

Разработанная многомерная модель позволяет прогнозировать Лполн в любой точке башкирской залежи Сибирского месторождения. На рисунке 3 представлено распределение прогнозных средневзвешенных по толщине пропластка значений Хподв с учетом фаииальной принадлежности отложений. Из рисунка видно, что наиболее высокие значения /Гподв приурочены к областям развития фации ОТ. В то время как фации РМД. располагающиеся по периферии в северо-западной и юго-восточной частях, характеризуются низкими значениями А'подп-

Условные ооо шачеш га — • — мгашп м*и>р и^гоиоиш -шмииС.к««'' н1Ь<1

Ф.11М1Н

от

по

рад

Рис. 3. Схема распределения прогнозного /Сподв пласта Бш Сибирского месторождения с учетом фаций

Эффективность использования петрофтических показателей р. К„, Коя в комплексе с учетом фацналыюй принадлежности коллекторов для выделения подвижных и застойных участков залежи подтверждена данными расходометрин скважин. На рисунке 4 приведен пример сопоставления данных исследования керна и расходометрин для нагнетательной скважины. Из рис.3 видно, что принимающие пропласткн, соответствуют фапиям ПО. а пропласткн фаиий РМД не принимают флюид.

Рис. 4. Сопоставление данных исследования керна и расходометрин для нагнетательной скважины пласта Бш Сибирскою месторождения

По аналогичной методике проведен литолого-фацнальный анализ и исследовано влияние пегрофизнчсскнх характеристик пласта Ьш на коэффициент подвижности нефти для Кокуйского и Батырбанского месторождений.

Для Кокуйского месторождения класс подвижной части коллекторов характеризуется следующими средними значениями петрофизических показателей: />=2,18 г/см3, Л"п=18,7%, К0в =13,9%. Класс застойных зон имеет следующие средние значения: р=2,ЗЗг/см3, Л"п=13,2%, Л'ов=28,9%. Уравнение для прогноза подвижности нефти имеет вид:

#подвМ = 0,136118 Рлда + 0,007248 Ру^ - 0,010323 (14)

Для Батырбайского месторождения класс подвижной части коллекторов характеризуется следующими средними значениями петрофизических показателей: р =2,27г/см3, Кп =15,9%, К0в =15,5%. Класс застойных зон имеет следующие средние значения: р =2,33 г/см3, А"п=13,7%, -Ков=30,0%. Уравнение для прогноза подвижности нефти имеет следующий вид:

ЯподвМ = 0,021002 Р,т + 0,002659 Рукв - 0,001140 (15)

Таким образом, в диссертации для башкирских залежей с учетом фациальной принадлежности отложений проведен анализ петрофизических характеристик и разработаны многомерные статистические модели прогноза коэффициента подвижности нефти. В результате установлено, что наилучшими условиями подвижности характеризуются фации ОТ, низкими - фации РМД. Ухудшение фильтранионно-емкостных показателей и наличие в залежах застойных зон связано с отложением в карбонатных породах глинистого материала, что обусловлено удаленностью от береговой линии и увеличением глубин осадконакопления. Участки залежей с высокими значениями Л"подв приурочены к отложениям формировавшимся в обстановках небольших глубин и высокой гидродинамической активности среды.

Основные результаты и выводы

1. Для башкирских залежей построены схемы распределения значений вязкости пластовой нефти, проницаемости, коэффициентов подвижности и вытеснения нефти. Установленная зональность распределения вязкости пластовой нефти по площади контролируется тектоническими элементами. Площадная закономерность заключается в том, что по мере удаления от зон развития Уральской складчатой системы вязкость нефти в пределах тектонических элементов увеличивается. Устойчивых площадных закономерностей распределения проницаемости коллекторов башкирских залежей для территории исследования не выявлено. В пределах контуров залежей подвижность нефти в основном определяется проницаемостью пород-коллекторов, что в значительной степени обусловлено принадлежностью к различным фациям.

2. Установленные в пределах изученных башкирских залежей фации относятся к трем группам: фации отмелей, фации поселений различных организмов, фации ровного морского дна. Исследование фильтрационно-емкостных характеристик коллектора в пределах выделенных фациальных зон показало что, фации отмелей, как правило, характеризуются высокими коллекторскими свойствами, фации ровного морского дна - низкими. Фации поселений различных организмов занимают промежуточное положение, в целом характеризуются средними коллекторскими свойствами. Дня территории исследования научно обоснованы статистические модели зависимости фильтрационно-емкостных свойств коллекторов от фациальных условий.

3. С учетом фациальной принадлежности отложений выделены классы коллекторов в зависимости от коэффициента подвижности нефти: пропластков подвижной части коллектора и застойных зон. В результате комплексирования методов пошагового линейного дискриминантного анализа и условных комплексных вероятностей разработаны многомерные статистические модели прогноза коэффициента подвижности нефти. Метод реализован для месторождений, находящихся в различных тектонических условиях Пермского края: в Предуральском краевом прогибе (Сибирское месторождение), в пределах платформы для осевой зоны ККСП (Кокуйское месторождение) и бортовой части ККСП (Батырбайское месторождение). Сопоставление расчетных значений _КподвМ с фактическими данными определенными по керну указывает на их высокую сходимость. Применение статистических методов показало, что значения коэффициента подвижности нефти карбонатных отложений сформировавшихся в различных фациальных обстановках хорошо контролируется петрофизическими характеристиками. Полученные многомерные модели позволяют на основе фациального анализа кернового материала с привлечением данных петрофизических исследований прогнозировать значения коэффициента подвижности нефти в пределах различных участков залежи.

Основное содержание диссертации отражено в следующих работах:

1. Галкин C.B., Хижняк Г.П., Ефимов A.A. Влияние геолого-технологических показателей на коэффициенты извлечения нефти (на примере залежей Пермского края) // Научные исследования и инновации /Перм. гос. техн. ун-т - Пермь, 2008. - Т. 2, №4. - С.78-83.

2. Хижняк Г.П., Поплаухина Т.Б., Галкин C.B., Ефимов A.A. Опыт применения методики оценки коэффициента нефтевытеснения при проектировании разработки нефтяных месторождений Пермского края // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. -М., 2009. - №8. - С.49-54.

3. Хижняк Г.П., Распопов A.B., Ефимов A.A. Методические подходы при обосновании коэффициента вытеснения нефти в различных геолого-физических условиях // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - М., 2009. -№10. - С.32-35.

4. Ефимов A.A., Хижняк Г.П. Методические подходы при обосновании коэффициента вытеснения нефти турне-фаменских отложений Сибирского месторождения // Научные исследования и инновации /Перм. гос. техн. ун-т - Пермь, 2010. - Т. 4, №1. - С.21-26.

5. Ефимов A.A., Галкин C.B., Мелкишев O.A. Оценка опыта применения технологий увелечения коэффициента нефти на месторождениях территории ВКМКС // Нефтепромысловое дело. - М., 2010. -№7. -С.48-50.

6. Кочнева O.E., Ефимов A.A. Влияние геологической неоднородности карбонатных коллекторов башкирских отложений на нефтеотдачу (на примере Пермского края) // Геология и нефтегазоносность северных районов Урало-Поволожья: сборник материалов всерос. науч.-практ. конф., г.Пермь, 7-9 сент. 2010 г. /Перм. гос. ун-т. - Пермь, 2010. -С.213-217.

7. Ефимов A.A., Кочнева O.E. Использование фациальных особенностей карбонатных отложений Сибирского месторождения для исследований связей между коэффициентами пористости и проницаемости // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. -М., 2010. — №12. — С. 15-18.

8. Ефимов A.A., Кочнева O.E. Коллекторские свойства и структурно-фациальные особенности башкирских отложений Сибирского месторождения // Научные исследования и инновации /Перм. гос. техн. унт-Пермь, 2011. - Т. 5, №1. - С.72-75.

9. Ефимов A.A., Кочнева O.E. Оценка влияния фациальной приуроченности на приемистость карбонатных отложений башкирского яруса Сибирского месторождения // Нефтяное хозяйство. - М., 2011. -№10. - С.15-19.

10. Хижняк Г.П., Распопов A.B., Ефимов A.A. Эффективность вытеснения нефти пластовыми водами по данным лабораторных исследований керна // Нефтяное хозяйство. - М., 2011. - №10. - С.60-61.

11. Ефимов A.A. Разработка прогнозных моделей оценки коэффициента подвижности нефти с учетом фациальных обстановок на примере пласта Бш Сибирского месторождения // Нефтяное хозяйство. -М., 2012. - №10. - С.88-89.

12. Галкин В.И., Ефимов A.A., Кочнева O.E., Савицкий Я.В. Исследование зависимости коэффициента подвижности нефти от петрофизических характеристик на примере пласта Бш Сибирского месторождения // Нефтяное хозяйство. -М., 2013. -№4. - С.13-15.

Подписано в печать 25.12.2013. Формат 60x90/16. Усл. печ. л. 1,0. Тираж 100 экз. Заказ № 2028/2012.

Отпечатано с готового оригинал-макета в типографии издательства Пермского национального исследовательского политехнического университета. Адрес: 614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29, к. 113. Тел. (342)219-80-33.

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Ефимов, Артем Александрович, Пермь

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования Пермский национальный исследовательский политехнический университет

На правах рукописи

04201456378

Ефимов Артем Александрович

РАЗРАБОТКА СТАТИСТИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ ДЛЯ ПРОГНОЗА КОЭФФИЦИЕНТА ПОДВИЖНОСТИ НЕФТИ В РАЗЛИЧНЫХ ФАЦИАЛЬНЫХ УСЛОВИЯХ (на примере башкирских залежей Пермского края)

25.00.12 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук Галкин Сергей Владиславович

ОГЛАВЛЕНИЕ 1

Стр.

Введение.......................................................................................... 3

Глава 1. Анализ влияния фациальных особенностей формирования карбонатных каменноугольных отложений территории Пермского

края на фильтрационно-емкостные характеристики коллекторов...... 7

Глава 2. Исследование закономерностей распределения фильтрационно-емкостных характеристик башкирских карбонатных залежей

Пермского края................................................................... 21

Глава 3. Обоснование геолого-математических моделей прогноза фильтрационно-емкостных свойств коллекторов с учетом фациальных особенностей коллекторов...................................... 33

3.1. Методы исследования................................................................. 33

3.2. Модели для прогноза фильтрационно-емкостных свойств с учетом фациальных особенностей коллекторов для Сибирского месторождения...... 41

3.3. Модели для прогноза фильтрационно-емкостных свойств с учетом фациальных особенностей коллекторов для Кокуйского месторождения..... 57

3.4. Модели для прогноза фильтрационно-емкостных свойств с учетом фациальных особенностей коллекторов для Батырбайского месторождения... 72

Глава 4. Разработка многомерных статистических моделей для прогноза

коэффициента подвижности нефти............................................. 87

4.1. Методы исследования................................................................ 87

4.2. Модели для прогноза коэффициента подвижности нефти Сибирского месторождения................................................................................ 90

4.3. Модели для прогноза коэффициента подвижности нефти Кокуйского месторождения........................................................................................... 102

4.4. Модели для прогноза коэффициента подвижности нефти Батырбайского месторождения................................................................................ 113

Заключение..................................................................................... 124

Список использованной литературы..................................................... 126

ВВЕДЕНИЕ

Основные задачи исследований заключаются в следующем:

1. Определение фациальной принадлежности отложений по результатам описания кернового материала.

3. Исследование фильтрационно-емкостных характеристик коллектора в пределах выделенных фациальных зон.

Методы решения поставленных задач. В диссертации проведены следующие исследования:

2. Фациальный анализ отложений горных пород по керну.

3. Сравнительный анализ фильтрационно-емкостных характеристик коллекторов для выделенных фаций. Обоснованы статистические модели зависимости фильтрационно-емкостных свойств коллекторов от фациальных условий.

Защищаемые положения.

Апробация работы и публикации. Основные положения диссертационной работы докладывались на ежегодных всероссийских научно-технических конференциях ПНИПУ (ранее ПГТУ) - «Нефтегазовое и горное дело» (Пермь, 2009 - 2011), научно-практической крнференции ПГНИУ - «Геология и нефтегазоносность северных районов Урало-Поволжья» (Пермь, 2010), научной конференции «Структура, вещество, история литосферы Тимано-Североуральского сегмента» (Сыктывкар, 2010), второй всероссийской конференции «Практическая микротомография» (Москва, 2013).

При написании диссертации использованы результаты определений в которых автор принимал непосредственное участие в качестве сотрудника лаборатории исследования пород и флюидов ООО «ПермНИПИнефть» (сейчас Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г.Перми) с 2001 по 2008 годы. В диссертации использованы результаты исследований каменноугольных отложений, проводимые на кафедре геологии нефти газа ПНИПУ, где автор работает в должности заведующего лабораторией петрофизики с 2008 года по настоящее время (2013г.).

Работа выполнена под научным руководством доктора геолого-минералогических наук C.B. Галкина, которому автор выражает искреннюю признательность.

Автор благодарен за консультации и поддержку в работе над диссертацией заслуженному деятелю наук РФ, доктору геолого-минералогических наук, профессору В.И.Галкину, а также сотрудникам горно-нефтяного факультета ПНИПУ О.Е.Кочневой и Г.П.Хижняку.

Глава 1. АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ ФАЦИАЛЬНЫХ ОСОБЕННОСТЕЙ ФОРМИРОВАНИЯ КАРБОНАТНЫХ КАМЕННОУГОЛЬНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

ТЕРРИТОРИИ ПЕРМСКОГО КРАЯ НА ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫЕ

ХАРАКТЕРИСТИКИ КОЛЛЕКТОРОВ

Отложения башкирского яруса среднего отдела каменноугольной системы имеют широкое распространение в пределах восточной окраины Русской платформы и Предуральского краевого прогиба.

Первые данные о распространении и последовательности каменноугольных отложений в Пермском Приуралье были получены в середине XIX века и отражены в работах Р.И. Мурчисона [69, 84], В.И. Меллера (1869), Г.П. Гельмерсена (1841) и др. Работами A.A. Краснопольского (1889) и A.A. Штукенберга (1898) были заложены основы стратиграфии каменноугольных отложений.

Г.Н. Фредриксом в 1932году при сравнении разрезов отложений в районах рек Колвы, Вишеры и Чусовой отмечено их литологическое различие обусловленное фациальными замещениями. Исследования отложений в Чусовском и Вишерском районах И.И. Горским [54] и Г.А. Дуткевичем позволило подразделить их на пачки, выделить горизонты, установить литологическую изменчивость по простиранию и фациальную изменчивость по разрезу.

На Южном Урале C.B. Семихатовой [98] впервые были выделены башкирские слои. Обособление башкирского яруса явилось исходной точкой для исследования особенностей литологического и фациального состава среднекаменноугольных отложений. Обнаружение промышленной нефтеносности палеозойских отложений в восточной части Восточно-Европейской платформы привело к накоплению обширного материала исследований керна.

Применительно к территории Пермского края наиболее значимый вклад при комплексном изучении каменноугольных отложений внесен И.В. Пахомовым, O.A. Щербаковым, П.А. Софроницким, под руководством которых выполнены

работы по детальному расчленению каменноугольных отложений, палеотектонические и палеогеографические реконструкции.

Эти работы начали проводиться с 50-х годов прошлого столетия на горнонефтяном факультете Пермского политехнического института (сейчас Пермский национальный исследовательский политехнический университет, ПНИПУ) литолого-фациальной (впоследствии геологическая) группой кафедры «Геология нефти и газа» под руководством профессора Пахомова И.В.

С 1960 г. комплексные исследования литологии и стратиграфии глубоких скважин Пермского Прикамья ведутся в Камском филиале ВНИГНИ под руководством Кузнецова Ю.Н., Сташковой Э.К.

С 70-х годов по различным районам Среднего и Северного Урала стратиграфические исследования выполнялись в Пермском государственном университете (сейчас Пермский государственный национальный исследовательский университет, ПГНИУ) на кафедре «Региональная геология» под руководством Софроницкого П.А.

К началу 80-х годов геологической группой Пермского политехнического института и сотрудниками Пермского госуниверситета была проведена большая работа по детальному изучению опорных разрезов карбона западного склона Урала. Состояние изученности среднекаменноугольных отложений было отражено в печатных работах: в трудах института геологии и геохимии УНЦ АН СССР и диссертациях [55, 116-119]. Результаты изучения остатков организмов каменноугольных отложений способствовали дробной стратификации изученных разрезов, на основе чего была разработана и принята унифицированная схема карбона Урала.

В 1984 году геологической группой Пермского политехнического института под руководством профессора Щербакова O.A. разработан метод, позволяющий проводить более достоверное и дробное расчленение и корреляцию отложений. Суть метода сводится к сочетанию циклического анализа и биостратиграфического, т.к. цикличность отражает этапность осадконакопления,

а биостратиграфия - этапность развития органического мира, характеризуя, таким образом, условия осадкообразования в прошлые геологические эпохи.

Значительный вклад в изучение среднего карбона Западного Урала внесли следующие научные работы [58, 116-118]. В результате детально описаны все разрезы карбона Вишерско-Чусовского Урала, изучен литологический, фаунистический и фациальный состав каменноугольных отложений, тектонический режим территории в каменноугольный период. Результаты литолого-фациальных исследований каменноугольных, и в частности, среднекаменноугольных отложений отражены в серии погоризонтных литолого-палеогеографических и палеотектонических карт, впервые составленных для территории западного склона Среднего и Северного Урала.

При изучении отложений каменноугольной системы западного склона Урала основной целью было детальное расчленение разреза до горизонтов с использованием биостратиграфического метода и циклического анализа, а также фациальная характеристика отложений для каждого яруса. Материалом послужили описания керна и данные интерпретации каротажных диаграмм ГИС. Под фацией понимается горная порода обладающая определенными генетическими признаками (литологический состав, структура, текстура, остатки флоры и фауны), отражающими условия или обстановку её накопления, отличную от обстановки образования смежных одновозрастных пород. Выделение фаций основывается на результатах фациального анализа, сущность которого заключается в расшифровке связи литологических и палеонтологических признаков пород с теми палеографическими обстановками, в которых эти породы формировались.

Методология фациального анализа базируется на научных исследованиях, отраженных в работах Наливкина Д.В. [86], Крашенинникова Г.Ф. [71,72], Рухина Л.Б. [97]. В соответствие с этими работами в составе каменноугольных отложений территории Пермского края установлены три основные группы фаций: континентальные, лагунные и морские.

Континентальные отложения представлены русловыми и пойменными фациями, а также фациями озер, болот и пляжа.

Лагунные отложения отчетливо подразделяются на отложения бассейнов с пониженной соленостью (солоноватоводные) и с повышенной соленостью (солоноводные). Солоноватоводные включают в себя в прибрежной зоне моря: фации речных выносов, заливов, прибрежных болот, баров, кос, зоны волнений и слабых течений, а также фации открытого прибрежного мелководья; на удалении от береговой линии: фации зон опресненного мелководья, удаленных от берега, опресненных фаций средних и относительно больших глубин. Солоноводные фации всегда мелководные и представлены тремя фациями: солоноводными фациями карбонатных органогенных и хемогенных илов, а также фациями сульфатных хемогенных илов.

Морские фации наиболее разнообразны и сложны по соотношениям друг с другом. В их составе выделены фации прибрежного мелководья и мелководья открытого моря, закрытого и открытого прибрежного мелководья, отмелей, органогенных построек (биостромы, биогермы, рифы), поселений различных организмов: водорослей, брахиопод, кораллов, фораминифер, криноидей, мшанок, губок, а также фации ровного морского дна со спокойным и подвижным гидродинамическим режимом. Морские фации открытого моря разделяются по глубинам на мелководные, фации средних глубин и относительно глубоководные.

Данная диссертационная работа посвящена исследованию фациальной принадлежности отложений башкирского яруса и зависимости характеристик нефтеизвлечения от этого фактора. В связи с этим, необходимо рассмотреть более подробно литологический состав и фациальные обстановки отложений, формировавшихся на изучаемой территории в башкирский век.

Отложения башкирского яруса в пределах Пермского края представлены двумя типами разрезов: карбонатным и терригенно-карбонатным. Карбонатный тип разреза имеет наиболее широкое распространение и в нем преобладают органогенные, органогенно-обломочные и оолитовые известняки. Встречаются прослои доломитов, доломитизированных известняков и аргиллитов. Разрезы

терригенно-карбонатного типа представлены известняками и аргиллитами, имеют ограниченное распространение. На севере края в районах Ксенофонтово, Усть-Черная существовала суша, окаймляющаяся с юга и востока узкой полосой прибрежно-морского мелководного бассейна с терригенным осадконакоплением. Еще южнее и восточнее отлагались уже терригенно-карбонатные осадки (р-н г.Чердыни). Характерной особенность�

Информация о работе

Ефимов, Артем Александрович
кандидата геолого-минералогических наук
Пермь, 2013
ВАК 25.00.12

Диссертация

Разработка статистических моделей для прогноза коэффициента подвижности нефти в различных фациальных условиях - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы