Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка вероятностных моделей для зонального прогноза нефтегазоносности верхнеюрских отложений

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Разработка вероятностных моделей для зонального прогноза нефтегазоносности верхнеюрских отложений"

На правах рукописи

Шайхутдинов Айдар Нафисович

РАЗРАБОТКА ВЕРОЯТНОСТНЫХ МОДЕЛЕЙ ДЛЯ ЗОНАЛЬНОГО ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ВЕРХНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ

(на примере территории деятельности ТПП «Когалымнефтегаз»)

25.00.12 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

005551665

Пермь 2014

005551665

Работа выполнена в ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»

Научный руководитель: кандидат геолого-минералогических наук Скачек Константин Геннадьевич

Официальные оппоненты: Хижняк Григорий Петрович, доктор технических наук, заведующий кафедрой нефтегазовых технологий Пермского национального исследовательского политехнического университета,

Путилов Иван Сергеевич, кандидат технических наук, начальник Центра сейсмических исследований Филиала ООО «ЛУКОИЛ-Инжиниринг»«ПермНИПИнефть» в г.Перми

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

Защита состоится 26 июня 2014 г. в 17 часов на заседании Диссертационного совета Д 212.188.03 в Пермском национальном исследовательском политехническом университете по адресу:

614990, г. Пермь, ул. Комсомольский проспект, 29, ауд.345.

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке ПНИПУ. Автореферат разослан 23 мая 2014 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор геолого-минералогических наук,

профессор A.B. Растегаев

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы. На территории деятельности ТПП «Когалымнефтегаз» в связи с возрастающей степенью изученности значительно усложнились условия поисков месторождений нефти и газа, так как все крупные и средние антиклинальные ловушки в основном обнаружены и опоискованы глубоким бурением. Определенный резерв углеводородов может быть связан со сложнопостроенными ловушками в верхнеюрских отложениях. Васюганская толща на данной территории вскрыта рядом скважин, часть из которых располагается в зонах, где эти отложения нефтеносны, а часть - на площадях, где нефтеносность отсутствует. Дня повышения успешности поисковых работ необходимо их научное обоснование на основе количественной оценки нефтегазоносности недр с учетом условий формирования и закономерностей размещения скоплений углеводородов. Достоверный прогноз нефтегазоносности верхнеюрских ловушек можно осуществлять за счет использования различных по геологическому смыслу критериев. При использовании различных критериев необходим единый подход к совместному использованию разнородной информации, получаемой разными методами, а такие задачи можно решать только с использованием вероятностно-статистических методов. Задача по разработке методов оценки нефтегазоносности структур в верхнеюрских отложениях до ввода их в глубокое бурение весьма актуальна в условиях снижения коэффициента успешности нефтепоисковых работ.

Целью настоящей работы является научное обоснование построения и использования геолого-математических моделей прогноза нефтегазоносности верхнеюрских отложений при планировании поисковых работ на территории деятельности ТПП «Когалымнефтегаз».

Основные задачи исследований следующие:

1. Установление критериев, определяющих нефтегазоносность верхнеюрских ловушек

2. Научное обоснование построения вероятностно-статистических моделей на основе комплексного использования различных критериев.

3. Построение многомерных геолого-математических моделей для зонального прогноза нефтегазоносности верхнеюрских отложений.

4. Оценка перспектив нефтеносности выявленных верхнеюрских ловушек на территории деятельности ТПП «Когалымнефтегаз».

Научная новизна работы заключается в том, что на основании изучения верхнеюрских отложений обоснован комплекс информативных критериев, контролирующих их нефтегазоносность; установлены количественные связи между вероятностью нефтегазоносности верхнеюрских отложений и этими критериями. Оценено комплексное влияние миграционных,

структурных и мощностных критериев, определяющих нефтегазоносность верхнеюрских отложений. Показана эффективность использования разработанных геолого-математических моделей для оценки нефтегазоносности выявленных верхнеюрских ловушек в пределах территории деятельности 11111 «Когалымнефтегаз».

В диссертационной работе защищаются следующие положения:

1.Комплекс миграционных, структурных и мощностных критериев, контролирующих нефтегазоносность верхнеюрских отложений.

2.Многомерные вероятностно-статистические модели зонального прогноза нефтегазоносности верхнеюрских отложений.

3.Схемы зонального прогноза нефтегазоносности верхнеюрской толщи на территории деятельности 11111 «Когалымнефтегаз».

Фактический материал. Представленная работа является результатом многолетних исследований, выполненных автором в '11111 «Когалымнефтегаз». Район исследований охватывает территорию Когалымского района. В работе использованы материалы ГИС, сейсмические данные, лабораторные анализы, результаты испытания поисково-разведочных скважин, исследования керна. Использована информация по 547 скважинам. В качестве объекта исследования были выбраны верхнеюрские отложения. Использованы фондовые материалы ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» и годовые отчеты по ГРР.

Практическая значимость положений и выводов, приводимых в диссертации, заключается в том, что они позволяют использовать построенную карту зональной нефтегазоносности верхнеюрских отложений для постановки поисковых работ на территории деятельности 11111 «Когалымнефтегаз».

Реализация работы. Предлагаемые методы прогноза внедрены в 11111 «Когалымнефтегаз» и использованы при проектировании поисковых работ на нефть и газ.

Апробация работы и публикации. Основные положения диссертационной работы докладывались на ежегодных региональных научно-технических конференциях ПГТУ (Пермь, 2005 - 2013), 111 У (Пермь, 2006), на научно-практических конференциях ХМАО (Ханты-Мансийск, 2003 - 2013), а так же на международных научных конференциях (Москва, 2008-2009).

Автором по теме диссертации опубликовано 10 научных работ, в том числе 4 статьи в изданиях, рекомендованных ВАК.

Всем, кто способствовал выполнению работы, автор выражает свою искреннюю признательность.

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения. Текст изложен на 132 страницах машинописного

текста, иллюстрирован 46 рисунками и содержит 66 таблицу. Список литературы включает 122 наименования.

Содержание работы

В первой главе «Построение модели формирования зональной нефтегазоносное™ верхнеюрских отложений по геохимическим данным» рассматриваются характеристики нефти пласта Ю1 северных частей Сургутского и Нижневартовского сводов и Ярсомовского прогиба, а также критерии миграции углеводородов.

Изучение плотностей нефти горизонта К>1 по разрезу показало, что плотность нефти (р) изменяется с глубиной (Н) по следующей зависимости:

р = 214,76 - 0,219 Н+ 7,498-10"5//2 - 8,539-10-9Я3.

Анализ данной зависимости показывает, что от глубин 2760 м до глубин 2860 м наблюдается снижение плотности с 0,89 г/см3 до 0,85 г/см3, далее при увеличении глубин плотности нефти остаются практически постоянными. Таким образом, на более высоких гипсометрических отметках находятся более тяжелые нефти, чем в пониженных частях пласта Юь

Изменение свойств нефти с глубиной наиболее контрастно прослеживается по содержанию парафинов - П, значение г между Пи Н равно 0,60; Соотношение между Пи Н наилучшим образом

описывается полиномом третьей степени:

П = 7294,34 - 7,379/7+ + 0,002Я2- 2,797-10^Я3, при Я = 0,77.

Анализ данной связи показывает, что в интервале глубин от 2770 м до 2920 м наблюдается снижение парафина от 3,2% до 1,7%, затем при повышении глубин значения П не изменяются. Кроме этого, Н коррелируется с выходом фракции н.к. - 200°С (г = -0,75) с содержанием Б(г = 0,28), смол (г = 0,41), асфальтенов (г = 0,41), выходом фракции н.к. -125°С (г = 0,45). Выполненный анализ распределения р по площади показал, что прослеживается слабая тенденция увеличения плотности нефти с юга на север. Средняя плотность нефти изменяется в диапазоне от 0,851 г/см3 до 0,865 г/см3. Наиболее легкие нефти (р = 0,854 г/см3) обнаружены на Нижневартовском своде, наиболее тяжелые - на Сургутском своде (р = 0,865 г/см3). Максимальное среднее содержание серы приурочено к нефти Ярсомовского прогиба, содержание парафинов максимально на Сургутском своде, минимально - на Нижневартовском своде.

Среднее значение фракции (НК - 125°С и НК - 200°С) выше на территориях Сургутского свода и Ярсомовского прогиба, чем

Нижневартовского свода. Среднее содержание смол и асфальтенов для тектонических элементов отличается незначительно.

С целью изучения различия по свойствам нефти по Сургутскому и Нижневартовскому сводам и Ярсомовскому прогибу был использован пошаговый линейный дискриминантный анализ (ЛДА), позволяющий учитывать комплекс параметров. Использование данного метода для решения прогнозных задач автором диссертации приведено в работах [6,7]. Были получены следующие дискриминангные функции:

= -4,03777+ 5,69945- 46,1065р + 0,2349СМ + 42,6939. =-0,4578Я- 2,42055+ 19,292 р + 0,4622СМ - 0,4578.

Для первой функции 7? = 0,902; ■£ = 26,37; р = 0,000908;

Для второй функции Я = 0,357; = 1,98; р = 0,575465.

Процент верного распознавания нефти по принадлежности к своим тектоническим элементам по их физико-химическим свойствам для Сургутского свода составил 100%, для Нижневартовского - 82,2% и для Ярсомовского прогиба - 56,1%, т.е. однозначно распознаются только нефти Сургутского свода. Нефти Ярсомовского прогиба и Нижневартовского свода по своим свойствам разделяются хуже. Выполнен корреляционный анализ между свойствами нефти Сургутского свода и совместно Ярсомовского прогиба и Нижневартовского свода. Было установлено, что значения г между некоторыми изучаемыми показателями отличаются для Сургутского свода и совместно для территорий Нижневартовского свода и Ярсомовского прогиба.

Выполненный анализ свойств нефти, особенно уменьшение плотностей нефти на гипсометрически пониженных участках, вероятно, свидетельствует о том, что в результате миграции УВ по пласту из нефтегазосборной территории в ловушки происходит перераспределение нефти по плотности. Легкие нефти, как более мигрангоспособные, заполнили, первые, встреченные на своем пути ловушки, поэтому нефти большей плотности накапливались в наиболее гипсометрически повышенных ловушках. Данное обстоятельство будет использовано при разработке критериев нефтеносности связанных с гипсометрией пластов.

Кроме этого, состав нефти несет в себе информацию о типе органического вещества. Нефти на Нижневартовском своде в сравнении с нефтью Сургутского свода менее парафинистые, малосернистые, с более низким содержанием бензинов. Это полностью соответствует условиям накопления васюганской свиты, которая формировалась на Нижневартовском своде в районах, наиболее приближенных к источникам сноса. Следовательно, гумусового материала здесь поступало больше, чем на Сургутском своде.

В целом, состав нефти показывает, что основным источником углеводородов, сформировавших залежи на северных склонах Сургутского

и Нижневартовского сводов, было органическое вещество аквагенного типа.

Отметим, что по своим физико-химическим характеристикам нефти пласта IO, близки к нефтям ниже- и вышележащих отложений, о чем свидетельствуют результаты сопоставления нефтей юрских и нижнемеловых отложений Южно-Конилорского, Тевлинско-Русскинского, северо-Кочевского, Когалымского, Равенского, Ватьеганского месторождений, выявленных на территории деятельности «Когалымнефтегаза». Все это свидетельствует о том, что источником УВ являются в основном баженовские породы.

Многомерная модель формирования плотностей нефти для Сургутского свода имеет следующий вид:

р= 0,959 - 0,002332 Ф-200 - 0,0026570-125, при R = 0,95; F/F, = 6,33;р< 0,0280.

Для территорий Ярсомовского прогиба и Нижневартовского свода имеем следующее уравнение регрессии:

р = 0,867 - 0,00093 Ф-200 + 0,00143СМ, при R = 0,73; F/F, = 2,75; р< 0,02146.

Анализ данных уравнений показывает, что формирование модельной плотности нефти пласта Ю| за счет различных компонентов нефти происходило по различным схемам для Сургутского свода и территории Ярсомовского прогиба и Нижневартовского свода, и, вероятно, это связано с особенностями процессов нефтегазообразования на данных территориях.

Таким образом, изучение физико-химических параметров нефти пласта ТО ] показало, что они характеризуются как низкой, так и высокой плотностью, и составляют класс сернистых, смолистых, малопарафинистых нефтей, соотвечающих нефтям главной зоны нефтеобразования. Согласно классификации нефти, разработанной А.Э. Конторовичем и О.Ф. Стасовой, они являются нефтями типа С (Конторович, Стасова, 1978; Стасова и др., 1998) и отвечают, главным образом, нефтяным системам.

Считается, что формирование залежей в ловушках происходит в результате латеральной миграции УВ в проницаемой части горизонта IOi под относительно непроницаемой покрышкой - отложениями баженовской свиты, являющейся основным источником жидких УВ для горизонта Ю]. О.И. Востриковым установлено, что генерационный потенциал баженовской свиты значительно меняется по латерали. В соответствии с ним варьируют от 0,25 до 3,5 млн. т/км2 и плотности жидких УВ, эмигрировавших из пород баженовской свиты.

Согласно «хроматографической» модели эмиграции битумоидов, обосновывающей отжатие битумоидов из центра глинистого пласта в равной мере как в кровле, так и к подошве, следует, что в песчаные пласты

горизонта Ю] нефтяные УВ поступали из нижней половины баженовской свиты. Также источником некоторой доли ресурсов, локализованных в песчаных пластах васюганской свиты, были отложения нижневасюганской подсвиты и тюменской свиты, однако по расчетам О.И. Вострикова и A.C. Фомичева она была незначительна. Количество УВ, эмигрировавших из пород баженовской свиты, пропорционально массе содержащегося в них органического вещества (OB), доле сапропелевых компонентов в составе OB и степени его катагенетической превращенное™. Величина этих показателей и, соответственно, интенсивность эмиграции жидких УВ, имеет минимальные значения на положительных структурах второго порядка и монотонно увеличивается по мере погружения, достигая максимальных значений в наиболее глубоких частях. Полученные особенности эмиграции УВ в зависимости от тектонических условий и свойств коллекторов будут использованы при разработке критериев нефтегазоносности.

Объем мигрирующих УВ - Умигр (тыс.т/км2) был использован в качестве критерия прогноза зональной нефтегазоносности [7]. Уравнения регрессии для вычисления вероятность принадлежности к нефтяным зонам по значениям умигр приведены в табл. 1.

Таблица 1

Статистические модели для определения вероятностей по Умигр

Тектонические элементы Уравнение регрессии Средние значения t Р

Нефтяные зоны Пустые зоны

Сургутский свод РмигрС= =0,372 + 0.00009VMl,ip 0,505±0,053 0,495±0,047 1,506 0,133127

Нижневартовский свод ЛЛИГР" = 0,610-0,0001 Умигр 0,510±0,041 0,489±0,057 2,545 0,011922

Ярсомовский прогиб /\ШГР*= 0,780- 0,0003 Умигр 0,533+0,139 0,481 ±0,142 1,799 0,075101

Для Сургутского свода по вышеприведенной с зормуле вычислены

значения РмигрС Для 218 скважин и построена карта изовероятностей. Анализ данной карты показывает, что наиболее вероятный процесс массопереноса УВ происходил из территорий, сочлененных с Ярсомовским прогибом на запад и северо-запад. Для Нижневартовского свода вычислены значения Рмигр" для 189 скважинам и построена карта изовероятностей. Анализ данной карты показывает, что наиболее вероятностное направление региональной миграции углеводородов - с северо-востока на юго-запад. Для Ярсомовского прогиба вычислены значения РМИГРЯ для 140 скважин и построена карта изовероятностей. Анализ данной карты показывает, что наблюдается особенность в распределении Рмигр но площади, заключающаяся в том, что на юго-западе и, особенно, на северо-востоке значения вероятностей пониженные и закономерно увеличиваются к центральной части Ярсомовского прогиба,

где наблюдается максимальное количество залежей нефти в пласте Юх. Здесь можно предположить о направлениях латеральной миграции УВ из более погруженных южных и северных частей в центральную часть. Средние значения вероятностей для нефтяных зон во всех случаях больше 0,5, для пустых зон - меньше 0,5.

Вероятности Рмт?С, -Рмигт", ^митр" будут использованы для разработки комплексной модели прогноза нефтегазоносности верхнеюрских отложений.

В второй главе «Построение моделей прогноза зональной нефтегазоносности по характеристикам васюганского нефтегазоносного комплекса» выполнена оценка нефтегазоносности верхнеюрских отложений по его различным характеристикам. Васюганская свита изучена автором работы по данным 547 скважин, 217 из которых содержат залежи нефти в изучаемых отложениях и 330 не содержат углеводородов. Анализ распределения скважин по площади исследований показал, что они располагаются достаточно равномерно. Именно данное обстоятельство позволяет со статистических позиций определять влияние характеристик данной свиты на зональную нефтеносность верхнеюрских отложений.

Васюганская свита делится на нижнюю и верхнюю подсвиты. Первая из них представлена преимущественно аргиллитами со средней толщиной 35,6 ± 7,6 м. Верхняя подсвита представлена переслаиванием песчаников, аргиллитов и алевролитов, средняя толщина составляет 33,1 ± 12,1 м. Верхняя и нижняя границы васюганской свиты квазиизохронны, к ним, возможно, приурочены перерывы в осадконакоплении. В целом васюганская свита является единым седиментационным комплексом[2,3,4,10]. Толщины васюганской свиты — Твас и верхневасюганской подсвиты— Тв ВАс хорошо коррелируется между собой. Уравнение регрессии, описывающее этот контроль, имеет следующий вид:

ТВАС= 48,913 + Тввас, при г = 0,77; 1р>и Отметим, что корреляционной связи между мощностями нижневасюганской подсвиты (Тн вас) и васюганской свиты ТВас не наблюдается ( г = -0,01). Таким образом, чем больше песчаных тел содержит верхневасюганская подсвита и чем они мощнее, тем больше толщина васюганской свиты в целом.

Для построения геолого-математических моделей прогноза были использованы толщины: ТВАС, м; Тн вас, м; Тв вас, м; песчано-алевролитовой части пластов васюганской свиты - ТП-ал, м; песчаников пласта ЮВх.х, при аПс> 0,25 — Тюв 0.25, м; песчаников пласта ЮВ^, при апс> 0,6 м - Тюв о.б, м; песчаников пласта ЮВх.х, при оПс> 0,8 - Тюв 0.8, м; песчаников продуктивного пласта ЮЯх.х, при аас> 0,6 - Тюяоб! песчаников продуктивного пласта ЮЯх.х, при апс5* 0,8 — Тюя о.8, м; песчаников

васюганской свиты при cine5, 0,6 - Тпесч 0 6, м. Использование величины аПС основано на корреляции, которую B.C. Муромцев установил между электрометрическими характеристиками разреза (аПС) и литологическими свойствами пород. Автором диссертации величина аПС и другие геофизические характеристики были использованы [5,8] при построении уравнений регрессии определения вероятности нефтегазоносности верхнеюрских отложений Рнгк в зависимости от толщин выделяемых видов пластов. Также использовался коэффициент песчанистости васюганской свиты — Лпесч, отн. ед.

Согласно принятой модели формирования нефтеносности верхнеюрских отложений построим индивидуальные зависимости вероятностей от вышеприведенных показателей раздельно для Сургутского, Нижневартовского сводов и Ярсомовского прогиба [6,7]. Уравнения регрессии Рп от Т, для Ярсомовского прогиба приведены в табл.2.

Таблица 2

Зависимости вероятности нефтегазоносности верхнеюрских отложений для Ярсомовского прогиба

Характеристики васюганского НТК Уравнение регрессии Нефтяные зоны Пустые зоны t Р

ТвАС, м РтВАС= 1,374-0,0119 ТВАС 0,507±0,053 0,488±0,053 1,471 0,144124

ТнВАС, М ртнвас= 0,381+0,00407Тнвас 0,503±0,028 0,488±0,053 1,116 0,266326

Тввдс, М Ртв ВАС = 0,362+0,00321Тввас 0,500±0,022 0,498±0,022 0,202 0,840423

Тпесч, м /JTnEC4= 0,091 +0,0185ТПЕсч 0,507±0,076 0,484±0,095 1,210 0,229025

Тпесч о.б, м РТПЕС40.6=0'669-0'017тпесч06 0,510±0,081 0,491±0,074 1,183 0,239123

-Кпесч, отн. ед. Д-ПЕСЧ= 0,222 +0,93571Лпесч 0,510±0,049 0,489+0,059 0,665 0,239538

Тп-АЛ, м ртп.Ал = -°'441 + 0,067ТП-АЛ 0,500±0,097 0,490±0,146 0,360 0,719026

Тюв 0.25, м Ртюв 0.25 =0,465+0,038ТЮВ 0.25--0,003Тюво.252 0,515±0,075 0,488±0,080 1,648 0,102159

Тюв о.б, М /'тюв о 6 = 0,520+ 0,043Тюв о.б--0,014 Тюв об2 0,504±0,076 0,499±0,066 0,327 0,744142

Тюяо.25, м Ртюя „ 23 = 0,026+0,066ТЮЯ ом - 0,002 Тюяо.252 0,527±0,058 0,477±0,098 2,872 0,005153

Тюя 0.6, м /'тЮЯ06= 0,484+0,013 Тюяо.б--0,001ТЮЯОб2 0,500±0,042 0,496±0,053 0,353 0,724127

Анализ статистических характеристик вероятностей показывает, что показатели обладают различной информативностью в отношении нефтегазоносности. Аналогичные уравнения регрессии построены для Сургутского и Нижневартовского сводов. По значениям вероятностей были построены карты изовероятностей. Анализ этих карт показал, что они обладают различной информативностью. Например, по вероятностям Р-т вас, ^а-песч- Ртюв 0 25- Ртюя 0 25- Тпесч о.б наблюдается определенный контроль нефтегазоносности верхнеюрских отложений. По остальным вероятностям отображение нефтегазоносности значительно слабее. Анализ полученных данных показал, что ни по одной из используемых характеристик нельзя надежно прогнозировать нефтегазоносность изучаемых отложений. Значения вероятностей, вычисленные по этим моделям, были использованы для построения комплексных вероятностных моделей с помощью метода Л ДА.

Для Сургутского сводаЛДФ имеет следующий вид: 2нпсС = -11,3234РТвас - 5,2973РКшт + 8,268, при Я = 0,242; х2=12,799; р = 0,0112463. Среднее значение Z■¡Jгк для нефтяных зон равно -0,322; для пустых 0,191.

Для Нижневартовского свода:

2нгкН —Ю,896РтВАС+ 14,531РТнвдс + 29,282РТввдс + 0,653РТшсч-0,514 РКшт- 2,250 Р^дл" 0,011РТюп025+300,935РТюп06--5,857РТюя 025 + 9,981РТюя 06 - 5,0697^ 06- 163,809, при Л = 0,641; 3^=75,566; р = 0,000000. Среднее значение 2 знгк для нефтяных зон равно -0,942; для пустых 0,732.

Для Ярсомовского прогиба ЛДФ имеет вид: 2нгкЛ=-12,5951/>ТвАС+ 16,7692РКшсч + 6,16187>Тюв025-- 4,7037РТюв 06 + 9,0529РТюя 025 + 8,305РТгшсч 06- 11,4325, при Л = 0,465; 3^=23,247; р = 0,00000. Среднее значение X нпсЯ для нефтяных зон равно 1,201; для пустых зон оно равно 0,732.

Анализ ЛДФ показывает, что во всех вариантах используется только один общий показатель - величина Рк^^. Для Сургутского свода функция состоит из двух показателей, для Нижневартовского - из 11, для Ярсомовского прогиба - из 6. Все это указывает на то, что зональная нефтегазоносность верхнеюрских отложений избирательно распределяется по территории исследований и может быть оценена только по определенному сочетанию различных критериев. По 2 щтс0, 2 ш/, 2 пгк вычислялись значения комплексных вероятностей нефтегазоносности верхнеюрских отложений Рзнпс-

Для Сургутского свода соотношение между Р нгкС и 2ЗШГКС имеет следующий вид:

Рнпсс = 0,486 - ОЛШяг^ + 0,007(2,^ + 0,002(7нпсТ Для Нижневартовского свода:

Рнпс11 =0,402-0,381гнпсН + 0,037(211ге")2 - 0,05(211ПСП)3-- 0,003(2нпсН)4- 0,003(2нгкН)5.

Для Ярсомовского прогиба:

РшкЯ = 0,362 + 0,23021[гкя + 0,023(211П{Я)2 - 0,01(2И[/)4. Средние значения Р нгкС, Р нпсН, ^знгкЯ Для нефтяных и пустых зон статистически различны и приведены в табл.3.

Таблица 3

с\2

Средние значения /

Вероятности Нефтяные зоны Пустые зоны Р

Р з пгкС 0,529±0,124 0,471±0,109 3,607 0,000361

Р н знпс 0,696±0,228 0,248±0,252 11.263 0,000000

р я ^знгк 0,640±0,135 0,290±0,149 11.827 0,000000

По вышеприведенным формулам были вычислены значения Р нгкС (218 скважин), Р нгкН (189 скважин), Р нгкЛ (140 скважин) и построены прогнозные карты, анализ которых показал, что комплексные вероятности достаточно хорошо отображают зональную нефтеносность верхнеюрских отложений.

Во третьей главе «Построение зональных моделей прогноза нефтеносности по гипсометрическим отметкам пластов» разработаны модели по абсолютным отметкам кровель доюрского комплекса - Яф, м, пласта Ю4 - ЯЮ4, м; пласта Юз - ЯЮз, м; пласта Ю2 - #ю2, м; пласта Ю2° -#ю2°, м; пласта К^- ЯЮ1, м; а также георгиевской (Яг), м; баженовской (#баж), м; урьевской (ЯУР), комсомольской (Якомс), самбурской (ЯСАМб), м; савуйской (ЯСав), м; чеускинской (ЯШуС), м, свитам и глинистой пачке (Ягл), м . Выполненный анализ показал, что нефтяные зоны расположены гипсометрически выше пустых зон [6]. Это является подтверждением правомочности обоснованной ранее гипотезы о формировании нефтеносности верхнеюрских отложений. Как и в предыдущем случае по значениям Я были построены индивидуальные одномерные модели [6,7] для определения вероятности нефтеносности верхнеюрских отложений-Ря-Затем по этим моделям были вычислены значения вероятностей и построены ЛДФ для Сургутского, Нижневартовского сводов, а также для Ярсомовского прогиба.

Для Сургутского свода ЛДФ имеет следующий вид:

2НС = -36,789РНю1 + 659,585РНг + 32,373Р„п - 25,454РЯщус -

- 46,171 РНю2° - 291,097, при Л = 0,350; %2=27,67; р = 0,000042.

Среднее значение 2НС для нефтяных зон составляет - 0,461 ; для пустых зон 0,301.

Для Нижневартовского свода получена следующая функция: 2пП= 40,4987РЯЮ1 - Ю,5134РЯф - 43,653 5РЯг - 3,5257РНю° + 7,340;

при Л = 0,730; %2=67,66; р = 0,00000. Среднее значение 2ПП для нефтяных зон составляет 0,680; для пустых -0,528.

Для Ярсомовского прогиба получена следующая ЛДФ: гяя= -5,6969РНф+ 4,3174 РНюГ 2,5310 />яЮз + 2,5069 Р„Ю1 - 11,2989 РяЮ2° + 4,3256 /<„ю + 1,6889 РНбаж + 6,6766 Р%омс - 29,9219 Р„САМЬ + 156,6417 Рнсдв- 8,8240 РНчЕУС- 17,6703 23,1911 Р%ош- 48,001, при Л = 0,560; % =35,08; р = 0,001433. Среднее значение 2цЯ для нефтяных зон равно 0,930; для пустых зон -0,542. Отметим, что во всех ЛДФ присутствуют Р11ю<> и Ря показатели, которые контролируют наличие антиклинальной структуры.

По данным моделям вычислены значения 2Я и построены модели для определения вероятностей по Сургутскому, Нижневартовскому сводам и Ярсомовскому прогибу.

Для Сургутского свода соотношение имеет следующий вид: Рп = 0,471 - 0,17гнС + 0,014(7„с)2 + 0,005(2„с)3- 0,001(2„С)4. Для Нижневартовского свода:

Рнн = 0,416 + 0,278гнн + 0,026(гнн)2 - 0,016(г„и)3 0,003(2„п)4. Для Ярсомовского прогиба:

Рт*= 0,352 + 0,292ня + 0,037(7„я)2 - 0,024(гня)3- 0,002(гня)4 + + 0,001 (г/)5.

Средние значения Рас, Рци, Рпя доя нефтяных и пустых зон статистически различны и приведены в табл.4.

Таблица 4

Средние значения Г

Вероятности Нефтяные зоны Пустые зоны Р

0,560±0,150 0,439±0,134 6,134 0,000000

Рн" 0,597±0,196 0,337±0,210 7,837 0,000000

РкЛ 0,634±0,214 0,261±0,209 9,137 0,000000

По вышеприведенным формулам были вычислены значения Рнс, Рн , Рнл по скважинам и построены прогнозные карты, анализ которых

показал, что комплексные вероятности достаточно хорошо отображают зональную нефтеносность верхнеюрских отложений.

В четвертой главе «Построение моделей прогноза нефтегазоносности по толщинам пластов» разработаны модели по толщинам между кровлями пластов Нф и НЮл - тф Ю^ м; ЯГО4 и Яю3 -

«Ю4-Юэ' ЯИ>3 И ЯЮ2 - тЮз-К>2' М; Я'°2 И ЯЮ2 - 'ИЮ2.Ю2°' М; Яю2°И ЯЮ1 -т ю2°- ю1' м' ЯК>1 и яг_ шю1-г' м; ЯГ и ябаж - ™г-баж> ябажи Яур- тБАЖ_ур,

м; Яур и Якомс - 'Иур.комс м; ЯвАЖ и Якомс ~ '"баж-комс м; якомс и ЯСАмб-

откомс-самб' м' ясамб и Ясав - «слмб-слв' м; Ясдв и ЯчЕУС - ^сав-чеус' м'

Ячеус и Ягл - "'чеус-гл' ягл и якош - ™Гл-копг м. По данным характеристикам построены индивидуальные модели [7] для определения вероятности нефтегазоносности юрских отложений Ртот т.

Далее, используя вычисленные индивидуальные вероятности, построены ЛДФ.

Для Сургутского свода ЛДФ имеет следующий вид: 2тс= 7,2 5Рт104.Юз+ 15,81РИЮз.Ю2- 6,39Р^»-5,80Ртю^_ю + +18,4б/»ЯЮ1.г- 1558,24/,„ЧЕусгл + 764,92, при #=0,33; />24,70,000387.

Среднее значение гтс для нефтяных зон равно 0,435, для пустых - 0,284. Для Нижневартовского свода уравнение имеет следующий вид: 12,28625РИф.Ю4+ 2,364^

- 131,078/^+ 27,244 РИ1,БАЖ + 51,488/^^, - 49,814 РтуР.комс+

+11,571Р^.0МС СДМБ+ 71,254РтсдМБ САВ+ 3,615РШСАВ ЧЕУС+ 34,ЗЗЗРотчеу&гд + + 7,569Л^кош - 23,163, при Л=0,61; Х2=65,58; р= 0,000000. Среднее значение для нефтяных зон равно 0,861, для пустых - 0,669. Для Ярсомовского прогиба получена следующая формула: 1т*= 18,621 РИф.Ю4+ 0,428^0^ + 4,587Р„Ю1.Г^4,98РИ[,ВЛЖ + + 521,013^^ комс - 230,328Р„КОМС СДМБ- 283,713РИСАМБ САВ-

- 146,968РтсАВЛ1ЕУС + 16,066Ртшус.гл + 81,266, при #=0,59; ^=40,19; р= 0,000007. Средние значения гтя для нефтяных зон равно 0,907, для пустых - 0,580.

Соотношения между 2Ът и вероятностью принадлежности к нефтяным зонам для Сургутского свода имеет следующий вид: Ртс = 0,480 + 0,шгтс + 0,00Щтс)2- 0,04(2тс)3. Для Нижневартовского свода:

Рти = 0,406 + 0,355гт" + 0,031(7тп)2- 0,042(гин)3- 0,003(гтУ— 0,002(2„н)5-

Для Ярсомовского прогиба:

ртя = 0,341 + о,зштя + о,о54(гтя)2- 0,02\(гтя)3- о,оо5(гту.

Средние значения Ртс, Ртп, Ртя для нефтяных и пустых зон статистически

различны и приведены в табл.5.

Таблица 5

Средние значения t

Вероятности Нефтяные зоны Пустые зоны Р

л т 0,629±0Д48 0,439±0,139 6,670 0,000000

р н г т 0,656±0,186 0,268±0,190 9,944 0,000000

р я г т 0,622±0,194 0,258±0,218 7,748 0,000000

По вышеприведенным формулам были вычислены значения Ртс, Л„", Ртя по скважинам и построены прогнозные карты, анализ которых показал, что комплексные вероятности достаточно хорошо отображают зональную нефтеносность верхнеюрских отложений.

В пятой главе «Построение комплексных моделей прогноза нефтегазоносности» разработаны прогнозные модели для Сургутского, Нижневартовского сводов и Ярсомовского прогиба с совместным использованием вероятностных критериев Рнгк, Ря, Рт, ^мигт-Статистические характеристики, вычисленные по моделям, обоснованным в предыдущих главах диссертации, приведены в табл. 6.

Таблица 6

Статистические характеристики вероятностей _

Вероятности Средние значения min-max значения t Р X 1

Нефтяные Пустые

зоны зоны

Р нтк 0.612 ±0.185 0,364 ± 0.201 13,421 152,353

0,053 - 0,989 0,006 - 0,977 0,000000 18,307

Рн 0.557 ±0.156 0.374 ±0.171 11,732 123.145

0,121-0,918 0,005 - 0,929 0,000000 18,307

Рт 0,601 ±0.211 0.354 ±0.210 12.377 134692

0,109-0,990 0,0002-0,929 0,000000 18,307

^мигр 0,513 ±0.077 0.490 ± 0.080 3,055 26.777

0,191-0,701 0,152-0,701 0,002380 18,307

Отсюда видно, что по критерию t при очень высоких значениях доверительной вероятности средние значения по всем четырем разработанным критериям статистически различаются. Средние значения для нефтяных зон во всех случаях больше 0,5, для пустых зон - меньше 0,5. Распределения количества нефтяных (иц) и пустых (ип) скважин в

зависимости от Р щ-к, Рн, Рт- Рмтт оценены с помощью критерия я/2. Во всех случаях расчетное значение ХР> прир = 0,95. Это свидетельствует о том, что распределения «н и ип в зависимости от вероятностей является статистически различным. Для совместного использования этих вероятностей применен метод комплексных условных вероятностей. Методика определения условных комплексных вероятностей Ркомп ДДя данной территории изложена в работе [7]. Среднее значение /коми для нефтяных зон составляет 0,706 ± 0,258; для пустых зон - 0,242 ± 0,252. Значение критерия г равно 19,324; р = 0,000000. Отсюда видно, что обучающая выборка по РКомп делится значительно лучше, чем по каждому из критериев Рнгк, Рн, Рт, Рщш>-

Для анализа связей между Ркомп и /мигь-Рнгк, Рт Рт построены корреляционные поля, а для установления тесноты этих связей вычислены значения г раздельно для нефтяных и пустых зон. Пример корреляционного поля приведен на рис.1.

0,9

0,7

8 0,5

0,1

-0,1

г- *......н8

/;Ш?' :

-0,1

0,3 0,5

Рз нтк

1,1

Нефтяные скважины Пустые скважины Прогнозные ловушки

Рис. 1. Корреляционное поле между Ркомп и Р1ГГК.

Отсюда видно, что корреляционное поле между Ркомп и Р ¡¡гк состоит из трех подполей, в верхнем правом углу которого, в основном, находятся нефтяные скважины, в нижнем левом, в основном, пустые скважины, а между ними располагаются как нефтяные, так и пустые скважины (смешанное подполе). Значение г между /'комп и Р нгк как для нефтяных зон (0,43), так и для пустых зон (0,68) являются статистически значимыми.

Анализ корреляционных полей между -Ркомп и Рн, Р,„ показывает, что в их пределах также наблюдается дифференциация распределения нефтяных и пустых скважин. Значительно меньшая дифференциация наблюдается при сопоставлении Ркомп с Рмигр-

Все вышеизложенное свидетельствует, что разработанные вероятностные модели для прогноза нефтегазоносности верхнеюрских отложений надежно отображают их нефтегазоносность. По данным 547 скважин построена карта вероятности нефтегазоносности верхнеюрских отложений (рис. 2).

Вероятностная оценка нефтегазоносности васюганского НГК выполнена по 88, включая сложнопостроенные, ловушкам нефти [8]. По этим ловушкам по разработанным моделям определены значения Рмигр> Рн, Р,„, Р\ик и вычислены величины Ркомп- Анализ построенной вероятностной карты показывает, что по территории деятельности ТПП «Когалымнефтегаз» выделяется ряд перспективных зон (рис.2). На территории в пределах Сургутского свода выделяются 2 большие по площади зоны, где значения вероятностей больше 0,5.В пределах западной зоны расположены 18,19,20,21 и 90 ловушки. На востоке Сургутского свода в пределах перспективной зоны находится девять

ловушек:6,7,8,9,10,12,24,25,28. Кроме этого на территории Сургутского свода выделены еще три незначительные по площади участка, где значения вероятностей больше 0,5. К одной из этих зон приурочена часть ловушки 22(рис.2). На территории Ярсомовского прогиба выделена значительная по площади перспективная зона, расположенная в центральной части, южнее этой зоны имеются 5 небольших по площади перспективных участков. В пределах крупной зоны расположены ловушки 76 и 77.Значительные части ловушек 78 и 84 находятся в пределах зоны, где Ркомп> 0.5.Часть ловушки 86 также располагается в пределах территории, где Ркомп> 0.5.На территории Нижневартовского свода на востоке выделены значительные по размерам перспективные участки (рис.2). В пределах этих участков расположены 72,73,52,57 и 58 ловушки. На западе Нижневартовского свода имеются 4 перспективных участков, незначительных по своим площадям. В пределах этих участков расположены 74,71,68,44,50 и 55 ловушки. Здесь необходимо отметить, что крупные по площади 44 и 55 ловушки не полностью находятся в перспективной зоне.

В результате исследований было установлено, что величина Ркомп тесно связана со значениями начальных дебитов нефти - <2н(т/сут) из пласта Ю] [9]. Корреляционная связь имеет следующий вид: QH=

0,601 + 1,844РКОмп. при г= 0,47, tp>t,. Выполненный анализ корреляционного поля между <2н и -Ркомп показывает, что модельные дебиты, определенные для 88 прогнозных ловушек, располагаются внутри

Рис. 2. Карта комплексной вероятности нефтегазоносности верхнеюрских отложений по величине Ркомп Для Когалымского региона.

корреляционного поля реальных значений и Якомгь т.е. представляют собой единое корреляционное поле. Это позволяет надеяться, что построенные модели позволят не только вычислить вероятности нефтегазоносности прогнозных ловушек, но и оценить величины дебетов нефти. Выполненный анализ, позволил выделить зоны повышенных дебитов коллекторов по территории ТТШ «Когалымнефтегаз» (0н > 10 т/сут) [9]. Зона повышенных значений Он прогнозируется в пласте ЮВц (Нижневартовский свод) на Повховской, Ватьеганской и Восточно-Придорожной площадях. Расположенные здесь прогнозные ловушки являются перспективными на поиски в пределах зоны залежей нефти. Эта зона прослеживается с юго-запада на северо-восток. В пласте ЮЯЫ (Ярсомовский прогиб, западный склон Нижневартовского свода и восточный склон Сургутского свода) зона повышенных значений Оа также имеет северо-восточное простирание, здесь перспективными являются ловушки на территории Равенской, Икилорской, Кустовой, Дружной, Грибной, восточной части Южно-Ягунской, Западно-Котухтинской и северной части Южно-Выинтойской площадей. В пласте ЮС,.! зона повышенных значений прогнозируется на северо-восточном склоне Сургутского свода в пределах Южно-Ягунской, Когалымской и в восточной части Тевлинско-Русскинской площадей.

Основные результаты и рекомендации

В результате комплекса выполненных научных исследований были получены следующие результаты:

Обосновано, что надежное прогнозирование нефтегазоносности верхнеюрских отложений можно достигнуть только на основе комплексного вероятностно-статистического анализа показателей, характеризующих различные процессы формирования залежей углеводородов. Если, например, имеется информация по характеристикам гипсометрии пластов, то по ним можно определить влияние структурного фактора на нефтегазоносность разреза и оценить перспективы нефтегазоносности по данному фактору, далее - использовать эти данные для оценки процессов аккумуляции углеводородов.

Выполненный в работе анализ характеристик васюганского НТК показал, что они достаточно хорошо в комплексе контролируют нефтегазоносность верхнеюрского разреза. Доказано, что комплексное использование данных характеристик при построении многомерной модели для определения Рнгк очень надежно контролирует нефтегазоносность верхнеюрских отложений.

Обосновано использование для построения статистических моделей структурно-мощностных характеристик, что позволило разработать многомерные модели для определения значений Ри и Рт. Данные

вероятностные показатели надежно контролируют нефтегазоносность верхнеюрских отложений.

Исследование показателей, характеризующих процессы миграции У В, позволило обосновать в качестве критерия Рмигр-

На основе критериев Р нгк, Рн, Рт и Рмип> разработан обобщенный критерий -Ркомп- Среднее значение Promu для нефтяных зон составляет 0,706 ± 0,258; для пустых зон - 0,242 ± 0,252. По критериям t и х2 данный показатель является наиболее информативным для прогноза нефтегазоносности верхнеюрских отложений.

По величине Ркомп построена карта изовероятностей по территории Ulli «Когалымнефтегаз», анализ которой показывает, что она надежно контролирует зональную нефтегазоносность верхнеюрских отложений и использована дня прогнозных оценок нефтегазоносности верхнеюрских отложений по 88 ловушкам. Для 10 прогнозных ловушек значения Ркомп > 0,75; эти ловушки являются наиболее высокоперспективными в отношении нефтегазоносности. Для 19 ловушек Ркомп находится в интервале от 0,5 до 0,75; эти ловушки являются перспективными. Для 21 ловушки Ркомп варьирует от 0,25 до 0,5; эти прогнозные ловушки являются малоперспективными и для 38 ловушек значения Ркомп < 0,25; эти ловушки являются низкоперспективными. Первоочередными для изучения являются прогнозные ловушки при Ркомп > 0,75. Остальные ловушки рекомендуется изучать после получения новых данных в пределах этих объектов.

По теме диссертации опубликованы работы:

1. Керусов И.Н., Страхов ПН., Цыганова Н.Р., Потрясов A.A., Скачек К.Г., Шайхутдинов А.Н. Геологическая информативность сейсморазведки ЗД при изучении доюрского комплекса Западной Сибири (на примере площадей Когалымского региона) // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Том П (Шестая научн.-практ. конф.): Сборник докладов / Ханты-Мансийск, ИД «Издат. Наука Сервис», - 2003. -С. 26-32.

2. Скачек К.Г., Шайхутдинов А.Н., Гарифуллин И.И., Скачек О.В. Применение фациального анализа при изучении сложнопостроенных залежей нефти пласта K)i на примере Кумали-Ягунского месторождения // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Том.П (Шестая научн.-практ. конф.): Сборник докладов / Ханты-Мансийск, ИД «Издат. Наука Сервис», - 2003.-С. 160- 164.

3. Кропачев Н.М., Корнев А.Н., Потрясов A.A., Мордвинцев М.В., Шайхутдинов А.Н. - Фациальное районирование продуктивного пласта IOi по результатам комплексирования сейсморазведки и бурения на территории деятельности 11111 «Когалымнефтегаз» // Пути реализации нефтегазового потенциала Ханты-Мансийского автономного округа -

ЮГРЫ (8-ая научно-практическая конференция): Сборник докладов / Ханты-Мансийск, 2004,- С.95.

4. Скачек К.Г., Шайхутдинов А.Н., Гарифуллин И.И., Валеев P.A. -Новые данные о фациальной неоднородности неокомских резервуаров на примере пласта БС10 Северо-Кочевского месторождения // Пути реализации нефтегазового потенциала Ханты-Мансийского автономного округа - ЮГРЫ (9-ая научно-практическая конференция): Сборник докладов / Ханты-Мансийск, 2005.- С.24.

5. Потрясов A.A., Скачек К.Г., Шайхутдинов А.Н., Осерская Ю.А. -Вовлечение в разработку новых залежей, выявленных в результате переинтерпретации ГИС, на примере пласта БС]0° Дружного месторождения // Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала Ханты-Мансийского автономного округа - ЮГРЫ (10-ая научно-практическая конференция): Сборник докладов / Ханты-Мансийск, 2006.-С.79.

6. Галкин В.И., Бродягин В.В., Потрясов A.A., Скачек К.Г., Шайхутдинов А.Н. Зональный прогноз нефтегазоносности юрских отложений в пределах территории деятельности ТТШ «Когалымнефтегаз» / Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. -М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2008. - № 8. - С. 31 - 35.

7. Галкин В.И.,Шайхутдинов А.Н. О возможности прогноза нефтегазоносности юрских отложений вероятностно-статистическими методами (на примере территории деятельности ТТШ «Когалымнефтегаз»/ Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. -М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2009. - № 6. - С. 11 - 14.

8. А.Н. Шайхутдинов Выделение сложнопостроенных ловушек пласта Ю-1 Южно-Ягунского месторождения по данным сейсмофациального анализа / Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2009. - № 8. - С. 29 -37.

9. Галкин В.И., Шайхутдинов А.Н. Построение статистических моделей для прогноза дебитов нефти по верхнеюрским отложениям Когалымского региона./Нефтяное хозяйство.-2010-№1-С. 52-54.

10. Михайлов В.Н., Скачек К.Г., Дулкарнаев М.Р., Шайхутдинов А.Н. - Экспертная система для фациальной диагностики осадочных пород на основе кластерного анализа макроописаний керна // Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала Ханты-Мансийского автономного округа - ЮГРЫ (16-ая научно-практическая конференция): Сборник докладов / Ханты-Мансийск, 2012,- С.245.

Подписано в печать 23.04.2014. Формат 60x90/16. Усл. печ. л. 1,3. Тираж 100 экз. Заказ № 853/2014.

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.