Трехмерное геологическое моделирование природных резервуаров на основе литолого-фациального анализа

Гаврилов, Сергей Сергеевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Трехмерное геологическое моделирование природных резервуаров на основе литолого-фациального анализа
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Трехмерное геологическое моделирование природных резервуаров на основе литолого-фациального анализа"

На правах рукописи //

ГАВРИЛОВ СЕРГЕЙ СЕРГЕЕВИЧ

ТРЕХМЕРНОЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ НА ОСНОВЕ ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНОГО АНАЛИЗА (НА ПРИМЕРЕ ЮРСКИХ И НИЖНЕМЕЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ)

СПЕЦИАЛЬНОСТИ: 25.00.12 - геология, поиски и разведка

горючих ископаемых, 25.00.06 - литология

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

1 2 лрН2од3

Москва - 2008

003457576

Работа выполнена на кафедре литологии и морской геологии геологического факультета Московского Государственного Университета имени М.В. Ломоносова и в ЗАО " Моделирование и мониторинг геологических объектов им. В.А. Двуреченского"

Научные руководители: доктор геолого-минералогических наук,

профессор Славкин Владимир Семёнович (специальность 25.00.12), доктор геолого-минералогических наук, профессор Япаскурт Олег Васильевич (специальность 25.00.06)

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук

Пороскун Владимир Ильич доктор геолого-минералогических наук, профессор Жемчугова Валентина Алексеевна

Ведущая организация: Пермский Государственный Технический Университет

Защита состоится 19 декабря 2008 г. в 14 час 30 мин в ауд. 829 на заседании совета Д 501.001.40 по защите докторских и кандидатских диссертаций при Геологическом факультете Московского Государственного Университета имени М.В.Ломоносова по адресу: 119991, Москва, ГСП-1, Ленинские горы, МГУ, геологический факультет

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке геологического факультета МГУ имени М.ВЛомоносова, зона А, 6 этаж.

Автореферат разослан 17 ноября 2008г.

Ученый секретарь диссертационного совета

Е.Е. Карнюшина

Общая характеристика работы Актуальность работы

В центральной части Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (ЗС НГБ) на настоящий момент практически все крупные нефтяные месторождения характеризуются заметной выработанностыо запасов и суммарная добыча постепенно снижается. Естественным образом возникает вопрос о поиске объектов, способных компенсировать это снижение. Учитывая достаточно хорошо развитую инфраструктуру данного региона, в поле зрения попадают такие объекты, опоискование, разведка и разработка которых ранее считалась нерентабельной из-за относительно небольших запасов и сложного геологического строения. В то же время общая тенденция постепенного уменьшения размеров и усложнения геологического строения вновь открываемых месторождений определяет все более высокие требования к детальности и достоверности изучения геологического строения территории, что в свою очередь требует разработки и применения новых методических и технологических подходов.

Как правило, при построении моделей геологического строения и оценке добычных свойств сложнопостроенных объектов проводится большой комплекс различных исследований. Однако, полученные результаты в разрозненном состоянии зачастую не отображают всей совокупности необходимых данных. Поэтому обязательным элементом новых подходов должен стать синтез разнообразных накопленных данных в рамках трехмерного геологического моделирования.

В случае работы с отдельными картами двухмерной модели, как и в случае «формального» построения трехмерных моделей, возникают значительные ошибки при оценке добычных свойств резервуаров, подсчете локализованных в них запасов и ресурсов углеводородов (УВ), выборе оптимальных точек заложения поисковых и разведочных скважин, а также создании оптимальных схем и параметров разработки. Особенно остро эта проблема касается объектов, находящихся на поисковом и разведочном этапах геологоразведочных работ или на стадии начала эксплуатации, когда материалы глубокого бурения не создают необходимых представлений об изменчивости отложений.

В этой связи вопрос построения адекватных трехмерных геологических моделей, учитывающих весь объем имеющихся геолого-геофизических данных о латеральной и вертикальной изменчивости резервуара становится особенно актуальным.

Цель работы

Целью настоящей работы является создание объемных стохастических моделей геологического строения природных резервуаров ЗС НГБ, учитывающих полный объем данных об их строении и литолого-фациальной изменчивости, и позволяющих дать новые оценки ресурсной базы и добычных характеристик коллекторов данных природных резервуаров.

Основные задачи исследований

1. Рассмотрение влияния вертикальной и латеральной изменчивости пласта на оценку его ресурсной базы и добычных характеристик. Анализ возможности и эффективности учета изменчивости в рамках геологических моделей.

2. Рассмотрение существующих методик трехмерного геологического моделирования, полноты учитываемых ими геологических данных и особенностей их применения в условиях недостаточного объема скважинной информации.

3. Создание оптимальной методики и технологии учета в трехмерной геологической модели литолого-фациальных особенностей строения природных резервуаров, которые позволят адекватно и с необходимой детальностью воспроизвести значимые для нефтяной геологии особенности вертикальной и латеральной изменчивости продуктивных комплексов.

4. Анализ возможности детализации геологического строения природных резервуаров и уточнения их ресурсной базы по результатам построения трехмерных геологических моделей на основе созданного подхода.

5. Создание на основе выработанного подхода детальных адекватных трехмерных моделей нефтяных резервуаров Западной Сибири.

Фактический материал

Основой диссертационной работы явились результаты исследований, проведенных автором лично, при его непосредственном участии или под его руководством в рамках производственных договоров и научных тематик ЗАО "МиМГО" им. В.А.Двуреченского. В работе использованы геолого-промысловые материалы и материалы ГИС более чем по 250 скважинам, описание и лабораторные исследования керна по 42 скважинам, в том числе выполненные автором лично (19 скважин), свыше 5000 пог. км. сейсморазведки 2D и 650 км2 сейсморазведки 3D по отдельным площадям Западной Сибири. Большинство примеров в работе приводятся по Кондаковскому, СевероНоябрьскому, Выинтойскому, Южно-Выинтойскому, Сергинскому и Свободному участкам.

Научная новизна

1. Впервые на примере юрских и нижнемеловых отложений Западной Сибири обоснована необходимость применения аппарата трехмерного геологического моделирования на поисковом и разведочном этапах геологоразведочного процесса на нефть и газ для детализации особенностей геологического строения природных резервуаров, уточнения их добычных свойств и оценки их ресурсной базы.

других добычных характеристик продуктивных пластов, и оптимизированных для использования при объемном моделировании в условиях недостаточного объема скважинных данных.

3. Впервые созданы методология и технология учета детальных литолого-фациальных карт при трехмерном стохастическом моделировании. Они позволили с максимальной эффективностью и достоверностью использовать результаты комплексной интерпретации как 20, так и 30 сейсмических данных при создании трехмерных моделей террягенных природных резервуаров и отобразить в них все значимые для нефтяной геологии особенности вертикальной и латеральной изменчивости отложений.

4. На основе разработанной методики созданы трехмерные модели геологического строения нефтяных и нефтеперспективных резервуаров Сергинского, Выинтойского, Южно-Выинтойского месторождений, Кондаковской-Проточной зоны нефтенакопления, Северо-Ноябрьского лицензионного участка. Они позволили значительно детализировать геологическое строение и уточнить ресурсную оценку перспективных объектов и залежей. В том числе - выделить в пределах залежей объемы, различающиеся добычными характеристиками коллекторов, провести ранжирование запасов УВ по их приуроченности к этим объемам, что создало необходимые условия для детальной оценки экономических рисков, а также выбора оптимальных участков для заложения новых поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин.

Защищаемые положения

1. Трехмерное геологическое моделирование необходимо уже на ранних (поисковом, разведочном) этапах геологоразведочного процесса. Использование аппарата трехмерного геологического моделирования в условиях недостаточного объема скважинных материалов без литолого-фациальной основы некорректно.

2. Фациалъные карты пластов васюганской свиты южной части Александровского мегавала (Кондаковский участок), созданные на основе данных глубокого бурения и сейсморазведки, содержат всю информацию о латеральной и вертикальной литологической неоднородности в межскважинном пространстве, а также условиях осадконакопления отложений горизонта Ю[. Они являются надежной основой для создания детальной адекватной трехмерной геологической модели.

3. Эффективным и корректным способом использования фациальных карт в трехмерной геологической модели является создание на основе геолого-статистических разрезов объемных распределений вероятности наличия литологических типов, учитывающих достоверность фациального прогноза в межскважинном пространстве, и их применение в виде весовой составляющей на этапе литологического моделирования.

4. Трехмерные геологические модели объектов, находящихся на поисковом, разведочном и начальном эксплуатационном этапах, созданные на основе использования фациальных карт позволяют выделить ловушки УВ, корректно оценить их параметры, объемы локализованных в них запасов и ресурсов УВ, добычные свойства пласта и выбрать оптимальное местоположение поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин.

Реализация результатов исследований и практическое значение работ

На основе результатов иссяедований автора созданы детальные трехмерные геологические модели нефтяных месторождений, приуроченных к резервуарам шеркалинской, васюганской, куломзинской ("ачимовская" толща) и сортымской свит Западной Сибири, которые переданы нефтяным компаниям ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «РИТЭК», ЗАО «ЛУКОЙЛ АИК», ОАО «Газпром нефть». На основе данных моделей проведена детальная оценка запасов, с разделением их по добычным характеристикам. С использованием данных моделей осуществляется промышленная эксплуатация Сергинского, Средне-Хулымского, Выинтойского, Южно-Выинтойского месторождений, проводится доразведка Кондаковского, Западно-Покамасовского участков, ведутся поисковые работы на Северо-Ноябрьском участке. Подтверждаемость данных моделей результатами последующего бурения составляет более 80%.

Апробация работы и публикации

Основные результаты исследований обсуждались на научно-технических советах ЗАО «МиМГО им В.А.Двуреченского», ОАО «РИТЭК», ОАО «Газпром нефть», ГУГР ОАО «ЛУКОЙЛ», ТПП «Когалымнефтегаз», докладывались на международных научно-практических конференциях «Актуальные проблемы прогнозирования, поисков, разведки и добычи нефти и газа в России и странах СНГ. Геология, экология, экономика» (2006г.), «Тюмень-2007» (2007г.), на Всероссийской конференции «Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности» (2007г.), форуме информационных технологий «Ьапс1тагк-2005» (2005г.).

Результаты проведенных исследований по теме диссертации опубликованы в 5 статьях, 2 тезисах научных конференций, 8 производственных отчетах. На основе созданной в рамках исследований методики трехмерного моделирования получен Государственный патент Российской Федерации на изобретение № 2305301, а также Международный патент на изобретение № \УО 2008/041885 А1.

Структура и объем работы

Диссертационная работа содержит 225 страниц текста, состоит из 6 глав, введения и заключения. Работа иллюстрирована 68 рисунками, 12 фотографиями. Список использованной литературы насчитывает 209 наименований.

* * *

Автор выражает огромную благодарность всему коллективу ЗАО "МиМГО" за помощь при написании данной работы, коллективу кафедры Литологии и морской геологии геологического факультета МГУ за многочисленные консультации и творческие дискуссии по вопросам, рассмотренным в работе, а также руководству ОАО "Томскнефть" ВНЕС за предоставленную возможность изучения кернового материала.

Автор благодарит к.г.-м.н. Т.Е.Ермолову (ЗАО "МиМГО)", к.г.-м.н. В.И.Биджакова, Е.ВЛебедкову (ОАО "ТомскНИПИнефть"), В.Л.Косорукова,

B.Д.Спиридонову (МГУ) за помощь при изучении скважинного материала,

C.М.Френкеля (ВНИГНИ), А.Д.Алексеева, О.А.Ходос, М.С.Булгакову (ЗАО

"МиМГО"), к.г.-м.н. К.Е.Закрсвского (ОАО «ЛУКОЙЛ») за рассмотрение идейных и практических вопросов трехмерного геологического моделелирования, к.г.-м.н. А.А.Гусейнова, к.г.-м.н. В.Н.Колоскова, к.г.-м.н. Д.С.Кучерявенко, Г.М.Кочетовскую (ЗАО "МиМГО"), профессора В.Т.Фролова, профессора Е.Ю.Барабошкина, к.г.-м.н. С.В.Фролова (МГУ), доктора г.-м.н. А.Ф.Глебова, к.г.-м.н. И.Ю.Хромову, к.г.-м.н. А.А.Потрясова, К.Г.Скачека (ОАО «ЛУКОЙЛ»), к.г.-м.н. А.Ю.Сапрыкину (Р1щго-.1а50п) за всестороннюю помощь при работе и обсуждении основных ее результатов.

Особую благодарность автор выражает Е.Н.Гавриловой, оказавшей огромную идейную, творческую и техническую поддержку на всех стадиях работы и способствовавшей ее окончательному формированию.

Глава 1. Краткая характеристика геологического строения и нефтегазоносности центральной и юго-восточной частей Западной Сибири.

Общие вопросы геологического строения, стратиграфии, тектоники и основные сведения о нефтегазоносности Западно-Сибирского НГБ рассматриваются на основе работ А.Э.Конторовича, И.И.Нестерова, Ф.К.Салманова, Л.И.Ровнина, А.А.Нежданова, В.С.Суркова, Н.Н.Ростовцева, О.М.Мкртчяна, В.А.Корнева, Ф.Г.Гурари, Ю.Н.Карогодина, Ю.Б.Брадучана, Е.Е.Даненберга, В.А.Конторовича, В.Н.Сакса и многих других исследователей. Основной упор сделан на рассмотрение верхнеюрской и нижнемеловой частей разреза.

1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

В основу стратиграфического расчленения разреза положена унифицированная стратиграфическая схема мезозойских и кайнозойских отложений Западно-Сибирской равнины, утвержденная МСК СССР 30 января 1991 года. Разрез мезозойских отложений уточнен и дополнен по результатам 6-го Межведомственного стратиграфического совещания (Новосибирск, 2003 г.), утвержденного МСК РФ в 2004 году.

1.2 Тектоническое строепие н история тектонического развития

Рассмотрены вопросы структурно-тектонического- строения Западной Сибири. Тектоническое районирование проведено в соответствии с тектонической карта центральной части Западно-Сибирской плиты под редакцией В.И. Шпильмана (1998). Согласно данной карте изученные в рамках диссертационной работы районы расположены в пределах следующих структур I порядка (с востока на запад): Александровский мегавал, Колтогорский мегапрогиб, Вартовский свод, Северо-Вартовская мегатерраса, Сургутский свод, Северо-Сургутская мегатерраса, Сергинское куполовидное поднятие.

1.3 Нефтегазоносиость

Излагаются основные сведения о нефтегазоносности Западной Сибири, ее районировании, строении основных нефтегазоносных комплексов. Более подробно рассмотрены особенности строения и нефтегазоносности месторождений и участков, рассматриваемых в диссертационной работе. Эти участки приурочены к Александровскому НГР Васюганской НГО (Кондаковский участок), Вартовскому (Выинтойское, Южно-Выинтойское, Западно-

Котухтинское, Западно-Покамасовское месторождения и Свободный нефте-перспективный участок) и Сургутскому НГР (Восточно-Перевальное месторождение и Северо-Ноябрьский нефтеперспективный участок) Среднеобской НГО, Сергинскому НГР Красноленинской НТО (Сергинское месторождение).

Глава 2. Влияние литологической неоднородности пласта на его добычные характеристики и ресурсную оценку.

2.1. Вертикальная литологическая неоднородность

Одним из наиболее ярких примеров вертикальной неоднородности является расчлененность (расслоенность) пласта, когда в его строении выделяется чередование слоев, отличающихся по фильтрационным свойствам. Наилучшие добычные показатели характерны для пластов, содержащих мощные литологически выдержанные (как часто говорят - "монолитные") коллекторы с высокими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). Такое строение обеспечивает соизмеримо высокие величины значений латеральной и вертикальной проницаемости, что способствует как эффективному извлечению нефти эксплуатационными скважинами, так и эффективной реализации большинства методов поддержания пластового давления (Сидоров и др. 2006). Особенно хорошо это заметно по продуктивным пластам ачимовского НТК. Зачастую из пластов, характеризующихся эффективной мощностью более 40 м, но высокой расчлененностью, не удается получить промышленных дебетов, в то время как "монолитные" пласты с заметно меньшими значениями толщин коллекторов эксплуатируются с дебетами нефти до 70 т/сут.

Примером высокодебитного пласта с "монолитным" коллектором является пласт Ач3вп сортымской свиты (К)Ь-у) Восточно-Перевального месторождения, расположенного в пределах Северо-Сургутской мегатеррасы. По данным керна и результатам интерпретации данных геофизических исследований скважин (РИГИС) он включает мощные слои средне-мелкозернистого песчаника (5-6 м), отдельные слои мелкозернистого песчаника с включением крупных глинистых окатышей и не имеет видимой слоистости. Его «антагонистом» является пласт АчзВ мегионской свиты (КIV) Выинтойского месторождения, приуроченного к Северо-Вартовской мегатеррасе. Здесь основное распространение имеют пачки переслаивания песчано-алевролито-глинистых отложений. Суммарное значение эффективных толщин пласта превышает 40-50м, но при этом отдельные пропластки песчаников по мощности не превосходят 1,5 м.

Иным примером вертикальной литологической неоднородности являются пласты рециклического строения, например пласт Ю11 васюганской свиты (.^к-Jзo) центральной части Северо-Вартовской мегатеррасы (Свободный участок). С одной стороны регрессивное строение пласта достаточно благоприятно для осуществления его разработки: приуроченность высокоемких пропластков к его верхней части обусловливает возможность их непосредственной гидродинамической связи, а следовательно, и широкую зону дренирования. С другой стороны, их наличие приводит к фактической невозможности осуществления мероприятий по поддержанию пластового давления (ППД),

поскольку они подвержены преждевременному "кинжальному" обводнению (Белозеров, 2008).

Вертикальная расчлененность пласта не только оказывает сильное негативное влияние на его свойства, но и усложняет его изучение. Это объясняется необходимостью работы со слоями малой мощности, выходящей за порог надежного определения методами ГИС, а также тем, что используемые двухмерные карты отображают распределение осредненных параметров и, следовательно, не дают представлений о вертикальной изменчивости пластов.

2.2. Латеральная литологическая неоднородность

Проявление площадной изменчивости характерно для большинства юрских и нижнемеловых отложений Западной Сибири (Карогодин 1972, Нежданов 2000, Птецов 2003). Огромную роль она играет в строении отложений шеркалинской свиты (нижняя юра), строение которой рассмотрено на примере Сергинского месторождения нефти. По данным исследования керна и шлифов коллекторы в одних скважинах представлены среднесортированными среднезернистыми кварц-аркозовыми песчаниками, в других -плохосортированными кварц-граувакко-аркозовыми песчаниками со значительной примесью крупнозернистого и гравийного материала. Отдельные прослои сложены глинистыми и углисто-глинистыми песчаниками.

Изменчивость свойств пласта на площади месторождения оказывает значительное влияние на параметры его разработки. Скважины, эксплуатирующие единую залежь нефти, принципиально отличаются по добычным показателям. Так, ряд скважин стабильно дает высокие дебиты нефти (от 25 до 60 т/сут); дебиты иных - не превышают 5 т/сут. В различной степени пласт реагирует и на применение методик интенсификации притока.

Пример латеральной литологической изменчивости ачимовских отложений приведен на основе изучения пласта Ач^ Выинтойского месторождения, где рядом скважин доказано резкое изменение его строения и состава. Так, например, скв. 301, вскрыла пласт в алеврито-глинистой фации с несколькими вторичными известковыми пропластками. Однако второй ствол данной скважины (301 бис), пробуренный в 500 метрах западнее, вскрыл практически монолитный песчаный коллектор с линзами аргнллитовой гальки и нефтяным насыщением до подошвы. При испытании данного пласта после ГРП получено 60 м3/сут нефти (обводненность 1%).

Естественно, что в такой ситуации, когда полная смена свойств пласта происходит на расстоянии меньшем, чем стандартный шаг эксплуатационного бурения, несмотря на значительный объем разведочного бурения составить надежные представления о строении залежи и о локализованном в ней объеме УВ без проведения дополнительных исследований межскважинного пространства оказывается невозможно. Соответственно и интерполяционные карты параметров пласта, построенные только по скважинным данным оказываются неадекватными реальной геологической ситуации.

2.3. Выводы

1. Вертикальная и латеральная изменчивость свойств продуктивных пластов оказывают большое влияние как на общую оценку ресурсной базы этих

пластов и их добычные характеристики, так и на выбор и технико-экономическое обоснование параметров их разработки.

2. Используемые в настоящее время двухмерные интерполяционные карты параметров пласта, созданные по скважинным данным в большинстве случаев являются малоинформативными, поскольку подразумевают осреднение вертикально изменчивых параметров, а также некорректными, поскольку не отображают площадную изменчивость параметров в межскважинном пространстве с необходимой детальностью.

3. Латеральная и вертикальная составляющие неоднородности обязаны своим происхождением одним и тем же действовавшим в осадочном бассейне процессам седиментации и постседиментационным преобразованиям и являются взаимосвязанными. Поэтому адекватные геологические модели должны одновременно отображать обе эти составляющие.

4. Учет мероприятий по интенсификации притока и поддержанию пластового давления при оценке извлекаемого объема запасов (ресурсов) УВ и определению добычного потенциала резервуара, предопределяет необходимость объемных количественных расчетов, одновременного учета многих параметров и, соответственно, неэффективность двухмерного подхода представления данных.

Учет всех вышеперечисленных обстоятельств возможен только в рамках объемной (трехмерной) геологической модели.

Глава 3. Существующие подходы к созданию трехмерных геологических моделей объектов, характеризующихся высокой изменчивостью свойств в условиях ограниченного объема скважинной информации

3.1. Общие сведения о методиках трехмерного моделирования

Трехмерное вероятностное (Yarns et al. 1994, Hefner et al. 1996; Dubrule 1998, Дюбрул, 2002) геологическое моделирование является мощным аппаратом решения нефтегеологических задач: 1) оценки неоднородностей и возможностей строения резервуара, 2) учета наиболее полного интегрированного комплекса данных, 3) визуализации и графического представления, 4) геолого-экономической оценки месторождений на основе многовариантного просчета возможных схем его разработки.

Трехмерная геологическая модель состоит из ряда объемных распределений геолого-петрофизических параметров, именуемых "кубами". В данной работе автор уделяет основное внимание центральной части процесса моделирования - построению кубов литологии, которые являются основой при построении моделей распределения всех остальных параметров (Регламент... 2000, Методические указания... 2003, Мангазеев и др. 2006, Рыбников и др. 2001).

3.2. Особенности создания структурного каркаса и набора используемых литологических типов

Необходимой основой любой трехмерной модели является ее структурный каркас и набор используемых в ней литологических типов. Структурные поверхности задают не только пространственную локализацию моделируемых объектов, но и пространственные характеристики

напластования элементарных слоев модели - ее "'слоистость". Поэтому основным требованием является стратиграфичность используемых структурных поверхностей (Закревский и др. 2008).

В связи со спецификой программных комплексов объемного моделирования (курс Petrel 2005, руководство IRAP RMS 2006) используемые в модели литологические типы (J1T) должны различаться особенностями распространения на площади, формой слагаемых ими геологических тел, особенностями петрофизических параметров. В то же время большое число JIT значительно усложняет модель.

3.3. Стохастическое моделирование фаций па основе данных бурения и общих представлений о степени изменчивости отложений

Трехмерное моделирование в первую очередь оптимизировано для случаев детально разбуренных участков месторождений. В то же время множество нефтегеологических объектов, для которых необходимо создание объемных моделей, находятся на такой стадии, когда данных бурения резко недостаточно. При небольшом объеме скважинных данных аппарат трехмерного моделирования создает набор принципиально отличающихся реализаций, что резко снижает его эффективность. Более того, результат моделирования оказывается крайне зависимым от исходного набора скважин (рис. 4 а,б). Это означает, что модель является неустойчивой.

В этой связи особую актуальность в последнее время получили задачи интеграции в модель дополнительных данных, уточняющих модель в межскважинном пространстве и регуляризации стохастического решения для ограничения коридора неопределенности реализаций (Methodology... 2001, Dubrule 1998, Пинус и др. 2006) . Прежде всего - данных сейсморазведки (Дюбрул, 2002, Методические указания... 2003, Методические рекомендации... 2006, Глебов 2006, Бекман и др. 2006, Хромова, 2007, Перепечкин 2007).

3.4. Использование сейсмических данных при трехмерном моделировании

На практике использование данных сейсморазведки обычно сводится к ее трансформации (АВО, Гилберт - преобразования, акустическая инверсия), параметризации (расчет сейсмических атрибутов по амплитудному кубу или его трансформациям), сопоставлению полученных данных с петрофизическими параметрами пласта в точках скважин, выбору осредненной регрессионной зависимости между ними и пересчету на этой основе сейсмических параметров в параметры петрофизические (Авербух 1982, Ампилов 2004, Дьяконова и др. 2000, Судакова 2005). Несколько обособленно развивается направление стохастической инверсии сейсмических данных (Trace-based... 1999, Comparison... 2000).

Однако, поскольку петрофизические параметры связаны друг с другом и изменяются синхронно и согласованно, то расчет определенного параметра на основе данных сейсморазведки всегда характеризуется большой погрешностью. Стоит отметить еще три основных недостатка применяемых подходов. Во-первых, ограничения по временной (глубинной) разрешенности сейсморазведки в большинстве случаев приводят к невозможности создании моделей пластов с высокой вертикальной изменчивостью. Во-вторых, все используемые методики

учета сейсмических данных при трехмерном моделировании основаны на привлечении только объемных (т.е. 31)) сейсмических данных. Наконец, прямое использование сейсмических разрезов или их трансформаций практически делает невозможным одновременное использование при моделировании дополнительных геологических данных.

Перечисленные недостатки могут быть ликвидированы в рамках подхода сейсмического прогнозирования распространения фаций, как интегральной характеристики конкретных природных резервуаров. Под фацией в работе понимается часть стратиграфической единицы (горизонта, пласта), отличающаяся комплексом объективных признаков от смежных, одновозрастных ее частей и свидетельствующая об определенной обстановке осадконакопления — В.Т.Фролов, 1995) Особенно актуальным это положение является для территорий, находящихся на поисковом и разведочном этапах изучения. При этом выделяемые фации обязательно должны обладать тремя свойствами.

Во-первых, они должны формировать достаточно крупные, картируемые на площади геологические тела. Во-вторых, - характеризоваться и отличаться друг от друга параметрами, определяющими добычной потенциал пласта (эффективная толщина, пористость, расчлененность и т.п.). В-третьих, -уверенно опознаваться и различаться друг от друга в сейсмическом волновом поле (Мушин и др. 1990, Славкин 1999, Славкин и др. 1999, Давыдова 2004).

Учитывая, что фация как значимая часть пласта, отличная от других его частей, характеризует некоторые особенные процессы и условия осадконакопления, результаты сейсмического прогноза всегда могут быть проверены и дополнены на основе альтернативных источников информации, например, палеоструктурного анализа, обеспечивающего значительную долю геологической информации на начальных этапах изучения территории (Селли 1989, Фролов, 1992-1995, Гроссгейм 1984).

3.5. Выводы

1. Применяемые в настоящее время методы учета сейсмических данных при трехмерном моделировании не адаптированы для объектов с высокой изменчивостью, но низкой буровой изученностью и наличием, главным образом, 20 сейсмических материалов.

2. Основными слабыми сторонами всех применяемых методик являются: недостаточность геологического контроля, выражающаяся в фактическом неиспользовании литолого-фациальных представлений, большая неопределенность расчета конкретных петрофизических параметров на основе сейсмических данных и низкая разрешенность сейсмических методов, не позволяющая корректно воспроизвести элементы высокой вертикальной неоднородности объектов на удалении от скважин.

3. Наиболее надежная и результативная оценка добычных характеристик пласта по сейсмическим данным для территорий, находящихся на поисковом и разведочном этапах, может быть получена на основе прогнозирования распространения фаций конкретных природных резервуаров.

1а

ЦЦ ("рсднстерннстые хорошо еоршрованныс "паровые" песчаники

| Мелкозернистые хорошоеортированные "мелковолно-чюрские" песчаники | | Глнннсто-алевролито-пеечанио переслаивание "субаэральных постановок

обстансека зпиконтшенгалная мг/коед»«>«орская переходил субазралжая

группа фаций поФШ пгасга 1 II II IV К III V

»дексфацт 1а 16 2а Зв 46 36 4а 25 За 5

ланошфт Еаровьй бзрсеьй ПГС*Ш>Й щзское мегюкшье мзрэхзе №л<шссье ялЗЕше ЬВКСНУКЁ пяуте перщшмзски осуиаемое межсводье в(кына ашнас поприжми хоолстая шзвьиенх-ть гоагь.'Ыэ ШВИЯГИЯ

/мтогога1«асая характеристика с&меть'эврт яор мети-та*/эерн гтмлые песчанки ГЛМСТС- агеерсшю гесчэье 0!ТГ»в«Я агеерэттты пмъ) гты ЗТЭ8Й1П»>Е тсшверн песам*и песмэнжис СХШТЭИИ, ходам< рззьвэюшцхся и гмритсы пЕоаные лесчан» згеарсято-глмсто СуГЯЕМ

Н>ф,м шш 14.0-16.5 3.4-&0 5.7 4.8-92 5.6 2.66.8 6.0 - 102 4.8-5.6 52 а4 3 2-72 5.1 -

Кп,% 142-16.6 14.6-15.1 125-14.1 - 129 13.6-15.8 152 123-13.7 -

157 15.1 149 135 14.7 13.0

Игр. »в 4.7-6.1 ае 5.5 394.7 4.4 1.43.8 28 - 0.6 27-4.5 3.6 58 12-2.8 1.9 -

Рис. 1. Карта фациального районирования пласта и геолого-статистические разрезы для выделенных фаций. Пласт Ю, Кондаковского участка.

Карта распространения фаций

Карта толщин баровых (высокоемких) песчаников (ЛТ 1)

мт

Карта суммарных эффективных толщин

МТ

Карта средних значений пористости МТ

Типы отложений:

Б - бары, пляжи; МА - морские активноводные: МТ - морские тиховодные:

Р - пролювиально-аллювиальные мелких речек; С - субаэрапьные пойменно-озерные, делювиальные

Рис. 2. Сопоставление карты распространения фаций пласта Ю,1 (условные обозначения на рис. 1) и карт, полученных из трехмерной геологической модели.

СКВ.1502

10м

Юм

- песчаник

Ц - алевролит

шекаи&стнр)

Щ- плотный карб.

песчаник | - аргиллит

Рис. 3. Вертикальный срез куба литологии. Выинтойское месторождение, пласт АчЛ

Л) Модель, созданная с использованием скв. 611; Б) модель, основанная только на скважинных данных без учета скв. 611 не позволяет воссоздать на ее месте адекватного распределения литотинов; В) модель без учета скв.611, но с использованием фациальной карты по авторской методике позволяет корректно восстановить строение пласта в районе контрольной скважины.

Глава 4. Создание фациальной основы для трехмерной геологической модели на примере отложений васюганской свиты южной части Александровского мегавала (Кондаковский участок)

4.1. Идеология создания фациальной модели строения отложений

Последовательность действий, направленная на создание фациальной модели строения изучаемой территории состоит из 6 основных позиций. Она составлена на основе работ многих исследователей (Габриэлянц и др. 1958, Крашенинников 1971, Высоцкий и др. 1979, Карогодин 1980 и др, Муромцев 1984, Фролов 1984, Мангазеев и др. 1996, Шурыгин и др. 1999, Барабошкин 2004, Нежданов 2004, Мкртчан 2005 и другие) и по результатам научно-практических работ автора.

1). Рассмотрение особенностей современного и палеоструктурного планов. Выделение основных морфологических элементов палеоструктурного плана.

скв.611

СКВ.1502

Эффективная мощность по СКВ. 611 = 10,0 м Исходная модель

СКВ.290

Прогнозная эффективная мощность в точке скв. 611 = 1,4 м -

некорректно

Прогнозная эффективная мощность в точке скв. 611 = 9,2 м -

корректно

СКВ. 290

2). Изучение каротажного облика пласта, распределения в нем коллекторов и их ФЕС, определенных по РИГИС. Корреляция разрезов скважин. Выделение основных типов строения разреза (фаций), отличающихся по рассмотренным признакам.

3). Изучение литологических особенностей строения и состава выделенных типов разреза по данным изучения керна. Уточнение созданной по РИГИС типизации.

4). Анализ приуроченности выделенных типов разреза к структурно-морфологическим элементам палеорельефа. Предварительное изучение морфологии песчаных тел в плане и на палеоразрезах (фациальных профилях). Генетическая и палеоландшафтная интерпретация выделенных фациальных типов разреза.

5). Прогноз распространения фациальных типов разреза в межскважинном пространстве методами сейсморазведки с обязательным учетом априорных представлений об условиях их образований.

6). Обобщение всех полученных данных, создание на их основе карт распространения фациальных типов разреза рассматриваемых резервуаров.

Отметим, что приведенная схема не является строгой последовательностью действий, а соответствует общему направлению работ. Пример реализации этого подхода приведен на основе изучения отложений васюганской свиты Кондаковского участка.

4.2. Общие сведения о геологическом строении отложений васюганской свиты южной части Александровского мегавала (Кондаковский участок)

Изучение геологического строения и нефтеносности васюганской свиты юго-востока Западной Сибири и территории Александровского мегавала в частности имеет многолетнюю историю (Белозеров 2008, Глебов 2006, Гусейнов и др. 1988, Конторович А.Э. и др. 1977, Конторович В.А., 2000 и др., Бененсон и др. 1987, Кривошеев 1990 и др., Мангазеев 2006 и др., Славкин 1996, Мкртчан 2005, Тищенко 1987, Иванов 1988, Белов 1998 и др, Даненберг и другие). Верхневасюганская подсвита в этом районе подразделяется на три пачки: нижнюю (подугольную), среднюю (межугольную) и верхнюю (надугольную). Пласты подугольной (Ю;3 и Ю|4) и надугольной (Ю/ и Ю(2) пачек являются основными нефтепродуктивными резервуарами участка. Пласты характеризуются высокой изменчивостью свойств, что выражается в резком отличии получаемых дебитов (от 0,5 до 45м3/сут и более).

4.3. Структурно-морфологическая модель строения отложений васюганской свиты

В современном структурном плане выделяются две области: приподнятая на востоке (соответствует Александровскому валу) и погруженная на западе (Колтогорский мегапрогиб). В целях изучения палеоструктурных особенностей строения территории составлен и проанализирован набор карт толщин отложений, заключенных между основными реперными горизонтами. На основе проведенного анализа можно утверждать, что в васюганское время рельеф территории изучения характеризовался значительной расчлененностью. Восточная часть территории являлась приподнятой (Криволуцкий палеовал,

Трайгородская г.л.п.), западная - погруженной (Северо-Колтогорская палсо-впадина). В центре располагалась линейно вытянутая приподнятая зона Охтеурского палеовала.

4.4. Характеристика продуктивных пластов по данным ГИС, геолого-геофизичсская типизация отложений

Изучение каротажного облика пластов, РИГИС и испытаний показало высокую изменчивость их свойств. Для целей изучения особенностей изменчивости отложений выполнена геологическая типизация разрезов, в результате которой выделены основные типы строения рассматриваемых пластов («ГИС-фации» по аналогии с Муромцев 1984). Выделенные типы отличаются каротажным обликом, значениями эффективных толщин, пористости, проницаемости, дебитами флюидов, особенностями литологического состава и строением пласта. Проведя геолого-геофюическую типизацию отложений и сопоставив ее с результатами палеоструктурной реконструкции отмечено, что в целом определенные типы продуктивных пластов, тяготеют к определенным палеогеоморфологическим зонам.

4.5. Геологическое строение и фациальный состав отложений васюганской

свиты

Для уточнения результатов типизации и определения причин изменчивости ФЕС пластов детально изучен керн скважин, вскрывающих различные типы разреза и расположенных в пределах основных палеоструктурных элементов.

В пределах Криволуцкого палеовала отложения всей верхневасюганской подсвиты относятся преимущественно к озерному, болотному, делювиально-пролювиальному и аллювиальному (русловой, пойменный, старинный аллювий мелких речек, ручьев) генетическим типам, формировавшимся в континентальных обстановках осадконакопления. Коллекторы представлены главным образом глинисто-алевролито-песчаным переслаиванием с широким ансамблем текстурных особенностей, что обусловливает их низкие ФЕС. Широко распространены текстуры оползания осадка, следы корней, присутствует большое число растительных остатков.

Для подуголыюй толщи района Трайгородской г.л.п. характерен мелкопесчаный состав, наличие мелких пиритовых стяжений, отдельных уровней псевдооолитовых разнозернистых песчаников и сидеритов, отдельных уровней размыва отложений, повышенная известковистость отложений. Встречаются пропластки углистых глин с корневыми текстурами и углей. Все это также определяет в целом низкие ФЕС. В надуголыюй толще четко разделяются циклы отложений, характеризующие пласты Ю]2 и Ю/. Они залегают с размывом и представлены песчано-алевритовой толщей проциклического строения. Пласт Ю/ образовался в мелководно-морских и прибрежных обстановках и характеризуется практически полным отсутсвием углистого вещества.

Отсутствие углей, наличие нескольких уровней небольших по мощности карбонатных пропластков, преимущественно алевритовый и тонкопесчаный состав и четко выраженная регрессивная цикличность подугольных отложений Приграничной палеоседловины, указывают на образование пород в морских условиях с ограниченным поступлением обломочного материала. Надугольная

толща также полностью отвечает морским обстановкам формирования. Пласт Ю12 представлен крупно-среднезернистым и мелко-среднезернистым песчаником с пологой косой прямолинейной или с неясной мелкой субгоризонтальной слоистостью. Нижняя часть пласта Ю/ представлена преимущественно чередованием алевролитов, глин и тонкозернистых песчаников со следами биотурбации и наличием нескольких уровней перерывов в осадконакоплении. Верхняя часть пласта характеризуется наличием серий горизонтальной, пологой косой, мелкой косоволнистой (мульдоподобной), косогоризонтальной слоистости. Для такого типа отложений характерны достаточно высокие ФЕС.

Наилучшими свойствами подугольная толща характеризуется в районе Охтеурского палеовала. Пласт Ю/ представлен преимущественно мелкозернистым аркозовым среднесортированным песчаником со средней окатанностью зерен и небольшим (до 10%) содержанием глинистого вещества и вторичного кальцитового цемента. Для пласта Ю]3 преимущественно характерны среднезернистые, реже - мелкозернистые, хорошо сортированные песчаники, визуально практически без слоистости. Только на отдельных уровнях намечается пологая косая и косогоризонтальная слоистость, подчеркнутая намывами атрита. Пласты характеризуется "монолитным" строением и высокими ФЕС. Для надугольной толщи характерно проциклитовое строение. В районе Южно-Охтеурского поднятия пласты Ю/ и Ю]2 образуют единую песчаную толщу, представленную крупно-среднезернистым аркозовым песчаником с хорошей сортировкой и средней окатанностью. Отложения всех пластов в данном районе характеризуют аккумулятивные обстановки морского мелководья (бары, пляжи и др.)

Скважины Проточной группы преимущественно указывают на сходство строения разреза васюганской свиты с районом Приграничной палеоседловины. Формирование пластов васюганской свиты происходило в морской, относительно мелководной обстановке. Здесь наблюдается чередование зон развития мелководно-морских аккумулятивных песчаных отмелей (баров, валов), приуроченных к локальным поднятиям, морских песчано-алевритовых отложений открытой части морского бассейна, а также алевролито-глинистой фации относительно тиховодных (забаровых) обстановок. Надугольная часть разреза отвечает условиям открытой части морского бассейна и характеризуется высокими ФЕС.

4.6. Прогноз распространения типов разреза в межскважинном пространстве •

Для изучения особенностей распространения фациальных типов отложений в межскважинном пространстве реализован ряд методик динамической интерпретации данных сейсморазведки. Использованы технологии спектрально-временного анализа (СВАН), факторного анализа спектрально-временных параметров (ФА СВП) и параметров аплитудно-частотного спектра сейсмической записи (ФА ПАРС), с привлечением результатов акустической инверсии по ряду ключевых сейсмических профилей (Мушин 1990, Копилевич 2002, Славкин 1999, Дубровский 1985, Руденко 2003, Сапрыкина и др. 2006-2008, Ермолова и др. 2007). На основе сопоставления

результатов прогноза друг с другом, с палсоструктурным планом и данными керна сформированы результирующие карты распространения фациальных типов пласта. Таким образом, динамическая интерпретация сейсмических материалов позволила закартировать априорно намеченные по скважинным данным границы фаций в межскважинном пространстве. 4.7. Литолого-фациальная модель строения отложений васюганской свиты в контексте условий их формирования

Полученные карты, с одной стороны, отображают распределение основных обстановок осадконакопления и связанных с ними генетических и литологических типов отложений, а с другой - непосредственно определяют особенности строения разрезов соответствующих пластов и их фильтрационно-емкостные свойства.

Так, например, на рис. 1 представлена карта распространения фаций пласта Ю,3.10 выделенных фаций по добычным характеристикам объединены в 5 групп. К первой группе отнесены разрезы с высокими ФЕС коллекторов (1а, 16). Ко второй - со средними ФЕС и низкими промышленными дебитами (2а, 26). К третьей и четвертой — с низкими коллекторскими свойствами (За, 36, Зв, 4а, 46). К пятой группе - разрезы, характеризующие зоны отсутствия пласта (5).

Основной объем мощных (до 24 м) монолитных преимущественно среднезернистых песчаников (1а) барово-пляжевой зоны, образует 2 полосы, приуроченные к Охтеурскому палеовалу и западному склону Кондаковско-Трайгородской зоны поднятий. Меньшие толщины песчаных отложений баров и пляжей (16) приурочены собственно к Южно-Охтеурскому поднятию, где большие мощности не накапливались вследствие размыва, а также к отдельным частям тыловой зоны Охтеурского бара. К востоку от Охтеурского бара распространена фация песчаной лагуны (36).

В западной части территории наблюдается достаточно пестрая картина распределения фаций. Помимо глинисто-алевролито-песчаных фаций зон волнового воздействия (2а) и тиховодных зон морского мелководья (Зв) локальными пятнами распространена фация алеврито-глинистых тиховодных морских отложений, характеризующаяся полным отсутствием коллекторов (46). Большей дифференциацией характеризуется и восточная зона. Здесь в районе локальных врезов на западном склоне Кондаковского палеовала получила распространения фация глинисто-песчаных отложений пролювиальных и русловых аллювиальных отложений мелких речек (26), характеризующаяся наличием в разрезе отдельных выдержанных песчаных пропластков с высокими ФЕС мощностью до 4 м. Большую часть территории здесь занимают области распространения тонкослоистых глинисто-алевролито-песчаных пачек делювиального, пролювиального аллювиального, частично озерно-болотного генетических типов, которые характеризуют обстановки прибрежной холмистой расчлененной возвышенности (За). В присклоновых участках также распространены мелко-тонкозернистые песчаные отложения с линзами и пропластками сидеритовых оолитов, прибрежной равнины (4а). Для этих фаций характерны самые низкие ФЕС.

Аналогичные карты построены для пластов ЮД ЮД Ю Д

Результирующие фациальные карты проанализированы с позиций условий образования каждого пласта, на основе чего восстановлены основные этапы формирования отложений васюганской свиты.

4.8. Основные выводы

1. На примере Кондаковского участка продемонстрирован полный цикл исследований, направленных на получение детальной фациальной модели для целей трехмерного моделирования.

2. Наиболее высокие ФЕС характерны для "монолитных" пластов песчаника с хорошей сортировкой и слабой выраженностью слоистости, что определяется отсутствием глинистого и углистого вещества (бары, пляжи), а также морских песчаников собственно волнового генезиса. Низкие ФЕС характерны для отложений субаэрального генезиса (пролювиально-делювиальные, озерно-болотные) за счет высокой глинистости и развития текстур оползания, а также отложений прибрежной низменности за счет высокой карбонатности, пиритизации и биотурбаций.

3. Созданные на основе исследований керна, технологий сейсмического прогноза и палеоструктурных построений карты распространения фациальных типов отложений содержат в себе всю информацию о строении пласта и его добычных свойствах, в том числе вертикальной и площадной изменчивости, что позволяет использовать их для создания детальной модели геологического строения и нефтеносности.

Глава 5. Построение трехмерных геологических моделей на основе литолого-фациальных карт 5.1. Методология и технология создания объемной литологической модели на основе карт распространения фациальных типов пласта Суть технологии трехмерного геологического моделирования с использованием фациальных карт состоит в том, чтобы при моделировании литологии, использовать свертку карты типов разреза, которая характеризует фациальную (площадную) изменчивость, с геолого-статистическими разрезами (ГСР) фациальных типов, характеризующих распределение литологических типов в разрезе и, соответственно, вертикальную изменчивость (рис. 1).

При стохастическом моделировании фациальные карты с учетом достоверности выделения конкретных фациальных типов переводятся в вероятностный вид. При этом каждая точка карты характеризует достоверность правильного прогноза конкретного типа.

Свертка вероятностной карты и ГСР подразумевает расчет обобщенной вероятности нахождения каждого используемого литотипа для каждого стратиграфического уровня в пределах каждой выделенной фации. Наиболее удобной для использования в данном случае является функция вероятности наличия конкретного литотипа от стратиграфического уровня в пласте.

Количество функций, требуемых для создания модели, определяется количеством литофациальных единиц 1 и количеством анализируемых типов разреза], и равно 1*}.

Алгоритм свертки вероятностной карты типов разреза и величин вертикальной вероятности литотипов основан на формуле:

сок пкм

р"орода(и,к) - вероятность присутствия породы в ячейке с номером

1тип(ц> • вероятность типа в ячейке с номерами /,у (берется из преобразованной

карты типов разреза);

^порода ГСРтип(^ . вероятность (частота встречаемости) породы в ячейке ГСР с номером к;

п - число типов соседей.

Важно отметить, что использованный подход позволяет «раскрывать» участки неопределенного фациального облика за счет соседних типов, которые выделяются более уверенно. Этот же подход используется для раскрытия нераспознанных при сейсмическом прогнозе зон.

В итоге описанной процедуры для всех ячеек модели определяется вероятность наличия каждого используемого литологического типа, что выражается в формировании ряда кубов вероятности наличия в ячейках модели используемых литологических типов. Именно эти кубы используются в виде весовой функции при распределении литологии.

Применение данной технологии позволяет создать стохастическую модель. Разброс реализаций определяется параметром достоверности используемых фациальных карт и изменчивостью отложений в пределах каждого фациального типа. При этом в пределах участков распространения определенных фациальных типов свойства разреза в целом выдержанны, а на их границах постепенно меняются. Строение пласта в пределах каждого закартированного типа отвечает выявленным по скважинным данным закономерностям его строения, а фациальные границы характеризуются отсутствием резких "негеологичных" переходов.

Результативность описанного подхода можно оценить на основе сопоставления карт-сверток различных параметров с исходной фациальной картой. Так на рис.2 приведено сопоставление карт эффективных толщин, песчанистости и пористости с исходной картой распространения фаций пласта ЮД Видно, что распределение параметров вполне соответствует выделенным фациальным зонам. Это указывает на их корректный учет в модели.

5.2. Построение куба литологии методом последовательного применения

трендов

Некоторые программы 30 моделирования не поддерживают возможность использования отдельных весовых функций для каждого литотипа. Поэтому автором также разработан более простой путь учета литолого-фациальных моделей. В отличие от описанного выше (5.1.) "квазистохастического" (т.е. стохастического с наложенными геологическими ограничениями), второй путь можно назвать "квазидетерминистическим". Он заключается в последовательном применении трендов (или весовых функций).

Его преимущество заключается в том, что он может базироваться на всех основных алгоритмах распределения свойств, учитывающих зависимости. Его

ограниченность проявляется в фактическом отсутствии аппарата "управления" моделированием.

5.3. Построение трехмерных моделей распределения пористости и проницаемости

Значения пористости и проницаемости отложений меняются как от пласта к пласту, так и от одного фациального типа к другому. Для того, чтобы учесть выявленные закономерности изменения этих параметров возможно применение такого же подхода их учета, как и при создании куба литологии. Однако столь же успешные результаты в данном случае могут быть получены и более простым способом. Дело в том, что значения пористости и проницаемости в первую очередь зависят не от обобщенного понятия фациального типа разреза, а от конкретных литологических типов, его формирующих. Поэтому, если набор литологических типов, использованных при моделировании, выбран корректно, то можно отметить, что для каждого литотипа изменчивость петрофизических параметров не столь высока. При этом она может быть описана понятиями математического ожидания и дисперсии.

Таким образом, распределение пористости и проницаемости (как и всех остальных петрофизических параметров, которые в рамках моделируемого объекта определяются изменчивостью литологии) следует проводить, настраивая параметры распределения на выявленном соответствии параметр-литотип. Такой подход обеспечивает хорошее соответствие распределения пористости и проницаемости литологическим особенностям строения пласта.

5.4. Основные выводы

1. Высокоэффективная методика использования фациальных карт при трехмерном моделировании заключается в создании объемных распределений вероятности наличия выделенных литологических типов в ячейках трехмерной модели и последующего их использования в виде весовых функций при стохастическом построении литологической модели.

2. Данная методика реализуется на основе пространственной свертки результирующих фациальных карт, отображающих латеральную изменчивость отложений, площадной функции достоверности прогноза фаций и геолого-статистических разрезов, отображающих вертикальную составляющую изменчивости.

3. Реализация данной технологии позволяет создать объемную стохастическую литологическую модель изучаемого объекта, полностью отвечающую имеющимся фациальным картам и, таким образом, корректно отображающую его латеральную и вертикальную неоднородность.

Глава 6. Анализ эффективности применения методики создания трехмерных геологических моделей на основе фациальных карт На основе разработанной автором методологии и технологии трехмерного геологического моделирования (глава 5) создан ряд моделей продуктивных резервуаров месторождений Западно-Сибирского НГБ. Тестовые работы, проведенные на модели пласта АЧ]1 ачимовской толщи Выинтойского месторождения показывают, что исключение из моделирования ряда "контрольных" скважин, в отличие от стандартной ситуации (глава 3) не приводит к заметным изменениям модели. Она позволяет в целом правильно

'"прогнозировать" строение пласта и его ФЕС в точках отсутствующих (контрольных) скважин, (рис. 3 а,в), что говорит о ее устойчивости и корректности в условиях ограниченности исходных данных.

Это обстоятельство открывает широкие перспективы эффективного использования разработанных методологии и технологии моделирования в условиях резко ограниченного объема геолого-геофизической информации, в частности на разведочном и поисковом этапах геологоразведочных работ, что показано на примере Севсро-Ноябрьского нефтепоискового участка. Использование в трехмерной геологической модели фациальных карт потенциально продуктивных пластов позволило здесь значительно уточнить ресурсную оценку перспективных объектов, детализировать их внутреннее строение (за счет выделения предполагаемых зон ЧНЗ, ВИЗ, оценки гидродинамической связности коллекторов), уточнить положение поисковой скважины.

Полученный в рамках трехмерного моделирования объем информации предоставляет гораздо больше возможностей и при планировании эксплуатационной сетки скважин, что продемонстрировано на примере Южно-Выинтойского месторождения, где из за неравномерного распространения коллекторов по площади формируется сложная конфигурация полей рентабельных и условно рентабельных запасов.

Эксплуатационное бурение (более 40 скважин) на месторождениях, по которым на основе карт распространения фациальных типов созданы трехмерные геологические модели, указывает на очень высокую (свыше 80%) их подтверждаемость.

Заключение

В рамках диссертационной работы получены следующие выводы и результаты:

1. Адекватные геологические модели продуктивных и потенциально продуктивных резервуаров, особенно находящихся на начальных этапах изученности, могут быть созданы только в рамках трехмерного (объемного) подхода, позволяющего одновременно учитывать площадную и вертикальную изменчивость свойств резервуара.

2. Применяемые в настоящее время методы учета сейсмических данных при трехмерном геологическом моделировании не адаптированы для объектов, характеризующихся высокой изменчивостью свойств, но низкой буровой изученностью и наличием главным образом 20 сейсмических материалов. Основными недостатками всех применяемых методик является: недостаточность геологического контроля, выражающееся в фактическом неиспользовании литолого-фациальных представлений, большая неопределенность расчета конкретных петрофизических параметров на основе сейсмических данных и "сглаживающий" эффект сейсморазведки, не позволяющий корректно воспроизвести элементы высокой вертикальной изменчивости объектов на удалении от скважин.

3. Наиболее надежная и результативная оценка добычных характеристик пласта по сейсмическим данным для территорий, находящихся на поисковом и

разведочном этапах, может быть получена на основе прогнозирования распространения фаций, как интегральной характеристики конкретных природных резервуаров.

4. Для Кондаковского участка (Александровский мегавал) впервые создана детальная фациальная модель строения верхнеюрских отложений, адаптированная для трехмерного геологического моделирования. Выделенные фации отображают особенности строения пласта, его литологического состава, фильтрационно-емкостные свойства коллекторов, дебиты флюида, что в полной мере позволяет судить о его добычном потенциале. Карты распространения фаций получены на основе исследований керна, технологий сейсмического прогноза и палеоструктурных построений.

5. Впервые разработаны методология и технология учета фациальных карт при создании трехмерных геологических стохастических моделей. Они заключаются в создании объемных распределений вероятности наличия выделенных литологических типов в ячейках трехмерной модели и последующего их использования в виде весовых функций при стохастическом построении литологической модели. Данная методика реализуется на основе пространственной свертки результирующих фациальных карт, отображающих латеральную изменчивость отложений, площадной функции достоверности прогноза фаций и геолого-статистических разрезов, отображающих вертикальную составляющую изменчивости.

6. На основе проведенных исследований и применения разработанных методологии и технологии трехмерного моделирования созданы трехмерные геологические модели верхнеюрских (пласт Ю[) отложений Кондаковского участка, пластов ачимовской толщи (АчД АЧ]6, Ач3) Выинтойского месторождения, пластов группы БВ7 Южно-Выинтойского месторождения, пласта Юю шеркалинской свиты Сергинского месторождения. Эксплуатационное бурение (более 40 скважин) на месторождениях, по которым на основе карт распространения фациальных типов созданы трехмерные геологические модели, указывает на очень высокую (свыше 80%) их подтверждаемость.

По теме диссертации опубликованы следующие работы:

1. Гаврилов С.С., Сапрыкина Л.Ю., Вишнева E.H., Холмянская Н.Ю., Скачек К.Г., Потрясов A.A. Особенности формирования коллекторов верхнеюрского продуктивного горизонта 10] в зоне сочленения Западно-Котухтинской моноклинали и Ватьеганского вала. / Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, № 9,2006г., С. 10-19.

2. Гаврилов С.С., Славкин B.C., Френкель С.М. Использование данных сейсморазведки при трехмерном геологическом моделировании (на примере месторождения Западной Сибири). / Геология нефти и газа №5, 2006 г., С. 4451.

3. Кучерявенко Д.С., Сапрыкина А.Ю., Гаврилов С.С., Потрясов A.A., Скачек К.Г. Влияние палеорельефа и эвстатических колебаний моря на формирование коллекторов ачимовской толщи и возникновения аномальных разрезов баженовской свиты в пределах западного обрамления Повховского месторождения. / Геология нефти и газа № 4, 2006 г., С. 21-30.

4. Сапрыкина А.Ю., Кучерявенко Д.С., Гаврилов С.С., Вишнева E.H. Классификация типов геологического разреза и их прогноз в межскважинном пространстве с использованием факторного анализа на примере месторождений Западной Сибири и Татарстана). Геология геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, № 1, 2008г., С42-52.

5. Сапрыкина А.Ю., Колосков В.Н., Гаврилов С.С., Холмянская Н.Ю., Дубровский A.M. Оптимизация обработки временных разрезов в верхнеюрской секции разреза Западной Сибири. Геофизика, №1, 2007 г., С. 19-22.

6. Гаврилов С.С., Славкин B.C. Трехмерное геологическое моделирование на основе карт типов разреза пласта (фациальных карт). // Актуальные проблемы прогнозирования, поисков, разведки и добычи нефти и газа в России и странах СНГ. Геология, экология, экономика. Сборник материалов Международной научно-практической конференции (ВНИГРИ). Изд-во Недра, Санкт-Петербург, 2006 г., С. 151-159.

7. Славкин B.C., Алексеев А.Д., Гаврилов С.С. Трехмерное геологическое моделирование на основе сейсмического прогноза распространения геологических типов разреза. // Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности. Теоретические и прикладные аспекты. Тезисы докладов Всероссийской конференции 24-26 апреля 2007 г.,Москва, ГЕОС. С. 218.

8. Государственный Патент РФ на изобретение № 2305301 "Способ размещения поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин на месторождениях нефти и газа на основе трёхмерных геологических моделей". Приоритет от 06.10.2006. Авторы патента: Славкин B.C., Алексеев А.Д., Гаврилов С .С., Колосков В.Н., Кучерявенко Д.С. Патентообладатель: ЗАО "МиМГО".

9. Международный Патент на изобретение WO 2008/041885 AI ''Method for positioning wildcat, prospect and production wells at oil and gas fields by using a three-dimensional geological model", приоритет от 06.10.2006. Авторы патента: Славкин B.C., Алексеев А.Д., Гаврилов С.С., Колосков В.Н., Кучерявенко Д.С. Патентообладатель: ЗАО "МиМГО".

Подписано в печать 13.11.2008 г.

Печать трафаретная

Заказ №1183 Тираж: 120 экз.

Типография «11-й ФОРМАТ» ИНН 7726330900 115230, Москва, Варшавское ш., 36 (499) 788-78-56 vww.autoreferat.ru

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Гаврилов, Сергей Сергеевич

Введение (общая характеристика работы)

Глава 1 Краткая характеристика геологического строения и 10 нефтегазоиосности центральной части Западной Сибири

1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

1.2 Тектоническое строение и история тектонического развития

1.3 Нефтегазоносность

1.3.1 Основные сведения о нефтегазоиосности Западной Сибири

1.3.2 Нефтегазоносность изучаемых районов Западной Сибири

Глава 2 Влияние литологической неоднородности пласта на его добычные характеристики и ресурсную оценку

2.1 Вертикальная литологическая неоднородность

2.2 Латеральная литологическая неоднородность

2.3 Выводы

Глава 3 Существующие подходы к созданию трехмерных геологических моделей объектов, характеризующихся высокой изменчивостью свойств в условиях ограниченного объема скважинной информации

3.1 Общие сведения о методиках трехмерного моделирования.

3.2 Особенности создания структурного каркаса и набора используемых 89 литологических типов

3.3 Стохастическое моделирование фаций на основе данных бурения и 92 общих представлений о степени изменчивости отложений

3.4 Использование сейсмических данных при трехмерном моделировании

3.4.1 Обзор существующих методик интерпретагщи данных сейсморазведки

3.4.2 Существующие методики использования результатов интерпретации 106 при построении трехмерных геологических моделей

3.5 Выводы

Глава 4 Создание фациальной основы для трехмерной геологической модели на примере отложений васюганской свиты южной части Александровского мсгавала (Кондаковскин участок)

4.1 Идеология создания фациальной модели строения отложений

4.2 Общие сведения о геологическом строении отложений васюгаиской 115 свиты южной части Александровского мегавала (Кондаковский участок)

4.3 Структурно-морфологическая модель строения отложений васюганской 120 свиты

4.4 Характеристика продуктивных пластов по данным ГИС, геолого- 125 геофизическая типизация отложений

4.5 Геологическое строение и фациальный состав отложений васюганской 133 свиты

4.5.1 Криволуцкий палеовал

4.5.2 Трайгородская группа палеоподнятий

4.5.3 Приграничная седловина

4.5.4 Охтеурский палеовал

4.5.5 Проточная группа палеоподнятий

4.5.6 Основные результаты изучения керна

4.6 Прогноз распространения типов разреза в межскважинном пространстве

4.7 Литолого-фациальная модель строения отложений васюганской свиты в 155 контексте условий их формирования

4.7.1 Пласт К)/

4.7.2 Пласт Ю]

4.7.3 Пласт Ю?

4.7.4 Пласт Ю/

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Трехмерное геологическое моделирование природных резервуаров на основе литолого-фациального анализа"

В центральной части ЗС НГБ на настоящий момент практически все крупные месторождения характеризуются уже заметной выработанностью запасов и суммарная добыча постепенно снижается. Естественным образом возникает вопрос о поиске объектов, способных это снижение компенсировать. Учитывая достаточно хорошо развитую инфраструктуру данного района, в поле зрения попадают такие объекты, опоискование, разведка и разработка которых ранее считалась нерентабельной из-за относительно небольших запасов и сложного геологического строения.

Общая тенденция постепенного уменьшения размеров и усложнения геологического строения вновь открываемых месторождений определяет все более высокие требования к детальности и достоверности изучения геологического строения территории, что в свою очередь требует разработки и применения новых технологий. Так, расцвет методов сейсмических исследовании позволил осуществить их широкое внедрение при изучении межскважинного пространства. Сначала - для уточнения и детализации структурного плана, а потом - и изучения фильтрационно-емкостных параметров резервуара. Получение с помощью сейсмических методов структурных карт дало также новый импульс в применении палеоструктурного, палеотектонического и палеофациального методов исследования и прогнозирования на их основе свойств разреза пластов на закрытых территориях.

В настоящее время требования к детализации геологической модели и обоснованию заложения новых скважин еще более возрастают. Во многих нефтяных компаниях при заложении поисковых, а тем более — разведочных скважин принята практика расчета экономического эффекта от возможных результатов разработки рассматриваемого объекта. Иными словами бурение поисковой скважины проводится лишь тогда, когда с большой долей вероятности по результатам ее бурения может быть осуществлена экономически рентабельная разработка.

Это приводит к тому, что не только на разведочном, но и на поисковом этапе, когда в районе перспективного объекта подчас не имеется ни одной скважины, требуются детальные представления не только о его геологическом строении, но и, например, о возможности проведения на данном объекте мероприятий по интенсификации притока или по поддержанию пластового давления.

Как правило, при построении моделей геологического строения и оценке добычных свойств сложнопостроенных объектов проводится большой комплекс исследований, включающий изучение всего набора скважинного материала, в том числе - керна, результатов интерпретации геофизических исследований скважин (РИГИС), обработку и всестороннюю интерпретацию сейсмических данных, палеоструктурные построения, создание карт прогнозных параметров пласта и многое другое. Однако, как оказывается, все эти данные в разрозненном состоянии дают лишь поверхностный взгляд на строение объекта, а отдельные карты не отображают всей совокупности необходимых данных. Поэтому можно констатировать, что изучение геологических объектов в действительности требует более совершенных подходов, одним из которых на сегодняшний день является применение аппарата трехмерного геологического моделирования.

Современные программные средства трехмерного моделирования позволяют создавать сколь угодно сложные модели залежей. Однако недостаточное внимание, уделяемое изучению литолого-фациальных особенностей моделируемых резервуаров и неиспользование при построении трехмерных моделей всего имеющегося объема геолого-геофизических материалов, приводит к получению «формальных» результатов, неадекватных реальным объектам. Получаемые модели очень часто не отражают особенностей строения резервуара, которые определяют основные, важные для нефтяной геологии его качества, например, фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС), продуктивность, объемное распределение эффективных толщин и др. В процессе такого моделирования достоверные представления обычно просто подменяются результатами стохастических реализаций.

В случае работы с отдельными картами двухмерной модели, как и в случае «формального» построения трехмерных моделей, возникают значительные ошибки при оценке добычных свойств резервуаров, подсчете локализованных в них запасов и ресурсов углеводородов (УВ), выборе оптимальных точек заложения поисковых и разведочных скважин, а также создании оптимальных схем и параметров их разработки. Особенно остро эта проблема касается объектов, находящихся на поисковом и разведочном этапах геологоразведочных работ или на стадии начала эксплуатации, когда материалы глубокого бурения не создают необходимых представлений об изменчивости отложений.

В этой связи особенно актуальным становится вопрос построения адекватных трехмерных геологических моделей, учитывающих весь объем имеющихся геолого-геофизических данных о латеральной и вертикальной изменчивости резервуара, как в точках скважин, так и в межскважинном пространстве.

Цель настоящей работы

Целыо настоящей работы является создание объемных стохастических моделей геологического строения природных резервуаров Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (ЗС НГБ), учитывающих полный перечень данных об их строении и литолого-фациальной изменчивости, и уточнение на этой основе их ресурсной оценки и добычных характеристик.

Основные задачи исследований

Фактический материал

Основой диссертационной работы явились результаты исследований, проведенных автором лично, при его непосредственном участии или под его руководством в рамках производственных договоров и научных тематик ЗАО "МиМГО" им. В.А.Двуреченского. В работе использованы геолого-промысловые материалы и материалы ГИС более чем по 250 скважинам, описание и лабораторные исследования керна по 42 скважинам, в том числе выполненные автором лично (19 скважин), свыше 5000 пог км. сейсморазведки 2D и 650 км сейсморазведки 3D по отдельным площадям Западной Сибири. Большинство примеров в работе приводятся по Кондаковскому, Северо-Ноябрьскому, Выинтойскому, Южио-Выинтойскому, Сергинскому и Свободному участкам.

Научная новизна

2. Разработана методика создания литолого-фациальных карт по взаимоувязанным данным глубокого бурения и сейсморазведки, ориентированных на прогноз строения, фильтрационно-емкостных свойств и других добычных характеристик продуктивных пластов, и оптимизированных для использования при объемном моделировании в условиях недостаточного объема скважинных данных.

3. Впервые созданы методология и технология учета детальных литолого-фациальных карт при трехмерном стохастическом моделировании. Они позволили с максимальной эффективностью и достоверностью использовать результаты комплексной интерпретации как 2D, так и 3D сейсмических данных при создании трехмерных моделей терригенных природных резервуаров и отобразить в них все значимые для нефтяной геологии особенности вертикальной и латеральной изменчивости отложений.

4. На основе разработанной методики созданы трехмерные геологические модели верхнеюрских и нижнемеловых отложений Западной Сибири, которые позволили значительно детализировать их геологическое строение и уточнить ресурсную оценку перспективных объектов и залежей. В том числе - выделить в пределах залежи объемы, различающиеся добычными характеристиками коллекторов, провести ранжирование запасов УВ по их приуроченности к этим объемам, что создало необходимые условия для детальной оценки экономических рисков, а также выбора оптимальных участков для заложения новых поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин.

Защищаемые положения

2. Фациальные карты пластов васюганской свиты южной части Александровского мегавала (Кондаковский участок), созданные на основе данных глубокого бурения и сейсморазведки, содержат всю информацию о латеральной и вертикальной литологической неоднородности в межскважинном пространстве, а также условиях осадконакопления отложений горизонта Юь Они являются надежной основой для создания детальной адекватной трехмерной геологической модели.

4. Трехмерные геологические модели объектов, находящихся на поисковом, разведочном и начальном эксплуатационном этапах, созданные на основе использования фациальных карт позволяют выделить -ловушки УВ, корректно оценить их параметры, объемы локализованных в них запасов и ресурсов УВ, добычные свойства пласта и выбрать оптимальное местоположение поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин.

Реализация результатов исследований и практическое значение работ

На основе результатов исследований автора созданы детальные трехмерные геологические модели нефтяных месторождений, приуроченных к резервуарам шеркалинской, васюганской, куломзинской ("ачимовская" толща), сортымской свит Западной Сибири, которые переданы нефтяным компаниям ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «РИТЭК», ЗАО «ЛУКОЙЛ АИК», ОАО «Газпром нефть». На основе данных моделей проведена детальная оценка запасов, с разделением их по добычным характеристикам. С использованием данных моделей осуществляется промышленная эксплуатация Сергинского, Средне-Хулымского, Выинтойского, Южно-Выинтойского месторождений, проводится доразведка Кондаковского, Западно-Покамасовского участков, ведутся поисковые работы на Северо-Ноябрьском участке. Подтверждаемость данных моделей результатами последующего бурения составляет более 80%.

Апробация работы и публикации

Основные результаты исследований обсуждались на научно-технических советах ЗАО «МиМГО им В.А.Двуреченского», ОАО «РИТЭК», ОАО «Газпром нефть», ГУГР ОАО «ЛУКОЙЛ», ТПП «Когалымнефтегаз», докладывались на международных научно-практических конференциях «Актуальные проблемы прогнозирования, поисков, разведки и добычи нефти и газа в России и странах СНГ. Геология, экология, экономика» (2006г.), «Тюмень-2007» (2007г.), на всероссийской конференции «Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности» (2007г.), форуме информационных технологий «Landmark-2005» (2005г.).

Результаты проведенных исследований по теме диссертации опубликованы в 5 статьях, 2 тезисах научных конференций, 8 производственных отчетах. На основе созданной в рамках исследований методики трехмерного моделирования получен Государственный патент Российской Федерации на изобретение № 2305301, а также международный патент на изобретение № WO 2008/041885 А1.

Структура и объем работы

Диссертационная работа содержит 225 страницы текста, состоит из 6 глав, введения и заключения. Работа иллюстрирована 68 рисунками, 12 фотографиями. Список использованной литературы насчитывает 209 наименований. * *

Автор выражает огромную благодарность всему коллективу ЗАО "МиМГО" за помощь в написании данной работы, коллективу кафедры Литологии и морской геологии геологического факультета МГУ за многочисленные консультации и творческие дискуссии по вопросам, рассмотренным в работе, а также руководству ОАО "Томскнефть" ВНК за предоставленную возможность изучения кернового материала.

Автор благодарит к.г.-м.н. Т.Е.Ермолову (ЗАО "МиМГО)", к.г.-м.н. В.И.Биджакова, Е.В.Лебедкову (ОАО "ТомскНИПИнефть"), В.Л.Косорукова, В.Д.Спиридонову (МГУ) за помощь при изучении скважинного материала, С.М.Френкеля (ВНИГНИ), А.Д.Алексеева, О.А.Ходос, М.С.Булгакову (ЗАО "МиМГО"), к.г.-м.н. К.Е.Закревского (ОАО «ЛУКОЙЛ») за рассмотрение идейных и практических вопросов трехмерного геологического моделелирования, к.г.-м.н. А.А.Гусейнова, к.г.-м.н. В.Н.Колоскова, к.г.-м.н. Д.С.Кучерявенко, Г.М.Кочетовскую (ЗАО "МиМГО"), профессора В.Т.Фролова, профессора Е.Ю.Барабошкина, к.г.-м.н. С.В.Фролова (МГУ), доктора геол.-мин. наук А.Ф.Глебова, к.г.-м.н. И.Ю.Хромову, к.г.-м.н. А.А.Потрясова, К.Г.Скачека (ОАО «ЛУКОЙЛ»), к.г.-м.н. А.Ю.Сапрыкину (Fugro-Jason) за всестороннюю помощь при работе и обсуждении основных ее результатов.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Гаврилов, Сергей Сергеевич

Выводы.

1. Трехмерные геологические модели, созданные на основе использования фациальных карт, являются адаптированными для объектов, находящихся на поисковой и разведочной стадии геологоразведочного процесса. Методика их создания позволяет получить устойчивое, геологически контролируемое распределение всех основных параметров пласта.

2. Созданные на основе фациальных карт объемные модели природных резервуаров характеризуются высокой надежностью и достоверностью (порядка 80%), что доказывается результатами бурения более чем 40 скважин.

3. Трехмерные модели позволяют учесть многие особенности строения пласта и распределения фильтрационно-емкостных свойств, которые не могут быть корректно учтены при двухмерных построениях, в том числе - площадную и вертикальную изменчивость, гидродинамическую связь коллекторов, что позволяет на их основе более точно проводить ресурсную оценку как продуктивных, так и потенциально продуктивных резервуаров.

4. В рамках созданных моделей, учитывающих карты распространения фациальных типов отложений может быть успешно реализовано территориальное и объемное деление запасов на категории "рентабельных" и "условно рентабельных", что соответствует положениям классификации запасов, вступающей в силу с 2009 года.

Таким образом, можно утверждать (четвертое защищаемое положение): Трехмерные геологические модели объектов, находящихся на поисковом, разведочном и начальном эксплуатационном этапах, созданные на основе использования фациальных позволяют выделить ловушки УВ, корректно оиенить их параметры, объемы локализованных в них запасов и ресурсов УВ, добычные свойства пласта и выбрать оптимальное местоположение поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин.

Заключение.

В рамках выполненной диссертационной работы получены следующие выводы и результаты:

1. Используемые в настоящее время двухмерные интерполяционные карты параметров пласта, созданные по скважинным данным в большинстве случаев являются малоинформативными, поскольку подразумевают осреднение вертикально изменчивых параметров, а также некорректными, поскольку не отображают площадную изменчивость параметров в межскважинном пространстве. Адекватные геологические модели продуктивных и потенциально продуктивных резервуаров, особенно находящихся на начальных этапах изученности, могут быть созданы только в рамках трехмерного (объемного) подхода, позволяющего одновременно учитывать площадную и вертикальную изменчивость свойств резервуара.

2. Трехмерные геологические модели резервуаров, находящихся на ранних этапах геологоразведочного процесса, созданные без привлечения информации об их строении и свойствах в межскважинном пространстве являются неустойчивыми и некорректными. Все применяемые в настоящее время методы учета при трехмерном геологическом моделировании сейсмических данных не адаптированы для объектов, характеризующихся высокой изменчивостью свойств, но низкой буровой изученностью и наличием главным образом 2D сейсмических материалов. Основными недостатками всех применяемых методик является: отсутствие геологического контроля, выражающееся в фактическом неиспользовании литолого-фациальных представлений, большая неопределенность расчета конкретных петрофизических параметров на основе сейсмических данных и "сглаживающий" эффект сейсморазведки, не позволяющий корректно воспроизвести элементы высокой вертикальной изменчивости объектов на удалении от скважин.

3. Наиболее надежная и результативная оценка добычных характеристик пласта по сейсмическим данным для территорий, находящихся на поисковом и разведочном этапах, может быть получена на основе прогнозирования распространения фациальных типов отложений, как интегральной характеристики конкретных природных резервуаров.

4. Для Кондаковского участка (южная часть Александровского мегавала) впервые создана детальная фациальная модель строения верхнеюрских отложений, адаптированная для трехмерного геологического моделирования. Выделенные фациальные типы отображают особенности строения пласта, его литологического состава, фильтрационно-емкостные свойства коллекторов, дебиты флюида, что в полной мере позволяет судить о его добычном потенциале. Карты распространения фаций получены на основе исследований керна, технологий сейсмического прогноза и палеоструктурных построений. Созданные карты распространения фациальных типов содержат в себе всю информацию о строении пласта и его добычных свойствах, в том числе вертикальной и площадной изменчивости, что позволяет использовать их для создания детальной модели геологического строения и нефтеносности.

5. Впервые разработаны методология и технология учета фациальных карт при создании трехмерных геологических стохастических моделей. Методика использования фациальных карт при трехмерном моделировании заключается в создании объемных распределений вероятности наличия выделенных литологических типов в ячейках трехмерной модели и последующего их использования в виде весовых функций при стохастическом построении литологической модели. Данная методика реализуется на основе пространственной свертки результирующих фациальных карт, отображающих латеральную изменчивость отложений, площадной функции достоверности прогноза фаций и геолого-статистических разрезов, отображающих вертикальную составляющую изменчивости. Реализация данной технологии позволяет создать объемную стохастическую литологическую модель изучаемого объекта, полностью отвечающую имеющимся фациальным картам и, таким образом, корректно отображающую его латеральную и вертикальную изменчивость.

6. На основе проведенных исследований и применения разработанных методологии и технологии трехмерного моделирования созданы трехмерные геологические модели верхиеюрских (пласт IOi) отложений Кондаковского участка, пластов ачимовской толщи (Ач1а, Ач1°, Ачз) Выинтойского месторождения, пластов группы БВ7 Южно-Выинтойского местородления, пласт Юю шеркалинской свиты Сергинского месторождения. Эксплуатационное бурение (более 40 скважин) на месторождениях, по которым на основе карт распространения фациальных типов созданы трехмерные геологические модели, указывает на очень высокую (свыше 80%) их подтверждаемость.

Список работ автора по теме диссертации

1. Гаврилов С.С., Сапрыкина А.Ю., Вишнева Е.Н., Холмянская Н.Ю., Скачек К.Г., Потряеов А.А. Особенности формирования коллекторов верхнеюрского продуктивного горизонта K)i в зоне сочленения Западно-Котухтинской моноклинали и Ватьеганского вала // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, № 9, 2006г., С. 10-19.

2. Гаврилов С.С., Славкин B.C., Френкель С.М. Использование данных сейсморазведки при трехмерном геологическом моделировании (на примере месторождения Западной Сибири) // Геология нефти и газа №5, 2006 г., С. 44-51.

3. Кучерявенко Д.С., Сапрыкина А.Ю., Гаврилов С.С., Потряеов А.А., Скачек К.Г. Влияние палеорельефа и эвстатических колебаний моря на формирование коллекторов ачимовской толщи и возникпоения аномальных разрезов баженовской свиты в пределах западного обрамления Повховского месторождения // Геология нефти и газа № 4, 2006 г., С. 21-30.

4. Сапрыкина А.Ю., Кучерявенко Д.С., Гаврилов С.С., Вишнева Е.Н. Классификация типов геологического разреза и их прогноз в межскважинном пространстве с использованием факторного анализа на примере месторождений Западной Сибири и Татарстана) / Геология геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, № 1, 2008г., С.42-52.

5. Сапрыкина А.Ю., Колосков В.Н., Гаврилов С.С., Холмянская Н.Ю., Дубровский A.M. Оптимизация обработки временных разрезов в верхпеюрской секции разреза Западной Сибири // Геофизика, №1, 2007 г., С. 19-22.

6. Гаврилов С.С., Славкин B.C. Трехмерное геологическое моделирование на основе карт типов разреза пласта (фациальных карт). / Актуальные проблемы прогнозирования, поисков, разведки и добычи нефти и газа в России и странах СНГ. Геология, экология, экономика. Сборннк материалов Международной научно-практической конференции (ВНИГРИ). Из-во Недра, Санкт-Петербург, 2006 г., С. 151-159.

7. Славкин B.C., Алексеев А.Д., Гаврилов С.С. Трехмерное геологическое моделирование на основе сейсмического прогноза распространения геологических типов разреза. / Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности. Теоретические и при кладные аспекты. Тезисы докладов Всероссийской конференции 2426 апреля 2007 г.,Москва, ГЕОС. С. 218.

8. Государственный Патент РФ на изобретение № 2305301 "Способ размещения поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин на месторождениях нефти и газа на основе трёхмерных геологических моделей". Приоритет от 06.10.2006. Авторы патента: Славкин B.C., Алексеев А.Д., Гаврилов С.С., Колосков В.Н., Кучерявенко Д.С. Патентообладатель: ЗАО "МиМГО".

9. Международный Патент на изобретение WO 2008/041885 A1 "Method for positioning wildcat, prospect and production wells at oil and gas fields by using a three-dimensional geological model", приоритет от 06.10.2006. Авторы патента: Славкин B.C., Алексеев А.Д., Гаврилов С.С., Колосков В.Н., Кучерявенко Д.С. Патентообладатель: ЗАО "МиМГО".

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Гаврилов, Сергей Сергеевич, Москва

1. Опубликованная

2. Авербух А.Г. Изучение состава и свойств горных пород при сейсморазведке. М.: Недра, 1982.

3. Ампилов Ю.П. Сейсмическая интерпретация: опыт и проблемы. Москва «Геоинформмарк», 2004. 278 с.

4. Анализ неокомской клиноформы Западной Сибири по данным сейсморазведки / Г.Н. Гогоненков, Ю.А. Михайлов, С.С. Эльманович // Геология нефти и газа. -1988. №1. - С.22-30

5. Аплонов С.В. Геодинамика раниемезозойского Обского палеоокеана. М., Ин-т океанологии АН СССР, 1987.

6. Атлас текстур и структур осадочных горных пород. Часть 1. Обломочные и глинистые породы. Москва, «Госгеолтехиздат», 1962, 578 с.

7. Атлас тектонических карт и опорных профилей Сибири / Ред. A. JI. Яншин. — Новосибирск, 1988, 13 л.

8. Баженовский горизонт Западной Сибири / Брадучан Ю.В., Гурари Ф.Г., Захаров А.В. и др. Новосибирск: Наука, 1986 г.

9. Бакиров А.А. Геологические принципы районирования нефтегазовых территорий / Принципы нефтегеологического районирования в связи с прогнозированием нефтегазоносности недр. — Москва, 1976. С. 16-52.

10. Бекман. А.Д., Кутрунов В.Н. Корректировка трехмерных литолого-фациальных моделей с учетом разнородной априорной информации. Нефтегазовое дело, 2006., www.ogbus.ru.

11. Белов Р.В. Закономерности распространения зон, благоприятных для аккумуляции углеводородов в домеловых отложениях юго-востока Западной Сибири. Автореф. на соискание уч. ст. доктора геол.-мин. наук. Москва, 1998.

12. Беляев С.Ю., Деев Е.В. Ершов С.С. Зиновьев С.В. Структура юрского комплекса севера Широтного Приобья Западной Сибири // Геология и геофизика. 1999. - № 9.-с. 40.

13. Беляков C.JI, Бондаренко Г.Е, Ивашок В.В, Смирнов А.В. Новые данные о позднемезозойеких сдвиговых деформациях чехла северной части ЗападноСибирской плиты // Доклады академии наук. Том 372. 2000. - № 4. - с.510-513.

14. Барабошкин Е.Ю., Веймарн А.Б., Копаевич Л.Ф. Найдин Д.П. Изучение стратиграфических перерывов при производстве геологической съемки. Методические рекомендации. М.: Изд-во МГУ, 2002. 138 с.

15. Беспалова Е.Б. Прогноз ловушек и коллекторов в неокомских клиноформных отложениях на примере Хулымского месторождения Западно-Сибирского НГБ // Разведка и охрана недр. 2002. - №10. - С.28-29.

16. Биншток М.М. О геологическом прогнозировании и подготовке сейсморазведкой ловушек литологического типа в отложениях неокома Западной Сибири // Геология нефти и газа. 1980.- №7. - С. 18-21

17. Бородкин В.Н. Моделирование геологического строения, оценка перспектив нефтегазоносности, нефтегазового потенциала ачимовского клиноформного комплекса севера Западной Сибири. Автореф дисс на соискание уч. ст. доктора геол-мин. наук. Тюмень, 2007.

18. Боркун, Ф.Я., Методика определения эффективной мощности коллекторов баженовской свиты по данным ГИС — Сборник научных трудов «Особенности подсчета запасов нефти в баженовских отложениях Западной Сибири» Тюмень: СибНИИНП.- 1985.

19. Ботвинкина JI.H. Слоистость осадочных пород. Москва: Из-во АН СССР, 1962, 543с.

20. Бочкарев B.C. Палеотектоническое развитие Западно-Сибирской равнины в древние эпохи в связи с вопросами нефтегазоносности ее нижних структурных ярусов // Труды ЗапСибНИГНИ. -Вып. 133. Тюмень. - 1978. - С. 5-60.

21. Бриллиант Jl.С., Шарифуллин Ф.А., Баракин В.А., Александров В.М. Уточнение1 2седиментационной модели объекта ABj " Самотлорского месторождения с помощью литофациального анализа. / Нефтяное хозяйство, №9.

22. Буш В.А., Кирюхин Л.Г. Палеозойско-триасовые нефтегазоносные бассейны молодых плит Евразии.-Москва: Недра, 1976.

23. Габриэлянц К.А. Классификация неструктурных ловушек нефти и газа // Геология нефти и газа. — 1970. №4. - с. 47-51.

24. Габриэлянц Г.А., Пороскун В.И., Сорокин Ю.В. Методика поисков и разведки залежей нефти и газа. Москва, Недра, 1958.

25. Геологическое строение и прогноз нефтегазоносности юго-востока Западной Сибири / В.А.Бененсон, А.В.Самсонов, Н.Н.Дашкевич, В.Г.Сибгатуллин, В.А.Кондрашов, Э.В.Кривошеев // Геология нефти и газа. 1987. - № 9. - С.36-41.

26. Геология и нефтегазоносность ачимовской толщи Западной Сибири / Нежданов

27. A.А., Пономарёв В.А., Туренков Н.А., Горбунов С.А. М. Изд-во Академии горных наук. - 2000. — 247с.

28. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф. К. Салманов, B.C. Сурков, А.А. Трофимук, Ю.Г. Эрвье. Москва: Недра, 1975, 679 с.

29. Геолого-геофизический прогноз нефтеносности неокомских отложений Сахалинского лицензионного участка (Западная Сибирь) / И.М.Кос, А.А.Поляков,

30. B.Н.Колосков, Е.Б.Беспалова // Геология нефти и газа. 2004г. - №2. - С. 16-26

31. Гидион В.Я. Формирование и геологическое строение неокомских отложений Среднего Приобья по данным сейсморазведки // Геофизика. Спец.выпуск к 50-летию "Хантымансийскгеофизики" 2001. - С.54-58

32. Гиршгорн Л.Ш. Строение осадочного чехла Севера Западной Сибири по данным сейсмогеологического анализа: Автореф. дис. . докт. геол.-мин.наук. — М., 1987. — с.

33. Гиршгорн Л.Ш., Соседков B.C. Условия формирования песчаных тел в склоновых отложениях иеокомской клниоформной толщи Северо-Западной Сибири // Геология нефти и газа 1990г. №3. С 26-29.

34. Глебов А.Ф. Геолого-математическое моделирование нефтяного резервуара: от сейсмики до геофлюидодинамики. Москва, Изд-во Научный мир, 2006.343 с.

35. Глебов А.Ф. Развитие математических методов трехмерного сейсмогеологического моделирования сложнопостроенных изотропных и анизотропных резервуаров нефти и газа. Автореф. дисс. на соискание уч. ст. доктора геол.-мип. наук.

36. Горная экспедиция / В.Е. Хаин. Том 1 «Альпийская складчатость»; В.Е. Хаин. Том 3 «Мезозойские эпохи складчатости» Москва: Советская экспедиция, 1987 г., с.106-107; 285-286.

37. Гроссгейм В.А. и др. Методы палеогеографических реконструкций. JL, 1984, 271с.

38. Гурари Ф.Г. Тектоника мезозойско-кайнозойского осадочного чехла ЗападноСибирской плиты // Труды СНИИГГИМС. Вып. 100. - Новосибирск. -1971.

39. Гурари Ф.Г. Клиноформы — особый тип литостратонов // Геология и геофизика. 1994. №4. с. 19-26.

40. Гусейнов А.А., Гейман Б.М., Шик Н.С., Сурцуков Г.В. Методика прогнозирования и поисков литологических и комбинированных ловушек нефти и газа. М.: Недра, 1988. 270 с.

41. Давыдова Е.А. Технология спектрально-временного прогнозирования типов геологического разреза по данным сейсморазведки, бурения и ГИС. Автореферат дисс. на соискание уч. ст. доктора техн. наук. М., 2004.

42. Дахнова М.В., Назарова Е.С., Славкин B.C., Колосков В.Н., Алексеев А.Д. Геохимические методы в решении задач, связанных с освоением залежей нефти в баженовской свите на западе Широтного Приобья, №6, 2007 г., с.39-43.

43. Демина А.И. Методика анализа прерывистости продуктивных пластов на основе анализа трехмерных геологических моделей. Газовая промышленность, №12, 2006. С. 64-66.

44. Дубровский З.Д. Пакет программ ПАРМ. Руководство пользователя-геофизика.-М.: Нефтегеофизика,- 1985. с.68.

45. Дьяконова Т.Ф., Билибин С.И., Денисов С.Б. Прогноз параметров коллекторов по данным комплексной интерпретации ЗД сейсморазведки и ГИС при построении цифровых геологических моделей. Нефтяное хозяйство, №10, 2000, С.49-56.

46. Дюбрул О. Использование геостатистики для включения в геологическую модель сейсмических данных. SES/EAGE, 2002.

47. Жарков A.M. Неантиклинальные ловушки углеводородов в нижнемеловой клиноформной толще Западной Сибири // Геология нефти и газа.- 2001.-№1.-С.18-23.

48. Закревский К.Е., Майсюк Д.М., Сыртланов В.Р. Оценка качества 3D' моделей. Москва: ООО «ИПЦ "Маска"». 2008. 270 с.

49. Захаров В.А., Шурыгин Б.Н., Левчук М.А. и др. Эвстатические сигналы в юрских и нижнемеловых (неокомских) отложениях Западно-Сибирского осадочного бассейна//Геология и геофизика. 1998. Т.39,№11. С.1492-1504.

50. Зубков М.Ю., Зубарева А.Х. "Органическое вещество баженовской свиты Салымского месторождения" /Геология нефти и газа 1988г, №5

51. Зубков М. Ю., Прямоносова И.А. "Нефте- и газогенерационный потенциал баженовской свиты" /Геохимия 1988г, №3

52. Игошкин В.П., Шлезингер А.Е. Генетические типы неокомских клиноформ Западной Сибири // Геология и геофизика. 1990. №8. С. 16-20.

53. Карогодин Ю.Н. Седиментационная цикличность. М.: Недра, 1980, 192 с.

54. Карогодин Ю.Н., Ровнин Л.И. Особенности геологического строения и перспективы нефтегазоносности севера Западно-Сибирской низменности // Материалы по геологии и нефтегазоносности ЗСН: Тр. ЗапСибНИГНИ. М., 1967. -ВЫП.5.-С.117-139.

55. Карогодин Ю.Н., Ершов С.В., Сафонов B.C. Приобская нефтеносная зона Западной Сибири: Системно-литологический аспект. Новосибирск: Изд-во СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1996.

56. Карогодин Ю.Н., Нежданов А.А. Неокомский продуктивный комплекс Западной Сибири и актуальные задачи его изучения // Геология нефти и газа. 1988. - №10. — С.9-14.

57. Карогодин Ю.Н. Ритмичность осадконакопления и нефтегазоносность Западной Сибири: Автореф. дис. докт. геол.-мин. наук. Новосибирск, 1972. - 51 с.

58. Клещев К.А, Петров В.И, B.C. Шеин. Геодинамика и новые типы природных резервуаров нефти и газа / ВНИГНИ. М.: Недра, 1995.

59. Клещев К.А., Шеин B.C. Перспективы нефтегазоносности фундамента Западной Сибири. М.: ВНИГНИ, 2004. - 214 с.

60. Колосков В.Н. Геологическое строение Надымской мегавпадины ЗападноСибирского нефтегазоносносного бассейна в свете перспектив её нефтеносности. Дис. к-та геол.-минерал. наук: 25.00.12. Москва, 2005. - 125 с.

61. Конторович А.Э., Стасова О.Ф., Фомичев А.С. Нефти базальных горизонтов осадочного чехла Западно-Сибирской плиты / Геология нефтегазоносных районов Сибири Новосибирск: СНИИГГиМС, 1964г., с.27-32.

62. Конторович В.А. Тектоника и нефтегазоносность мезозойско-кайнозойских отложений юго-восточных районов Западной Сибири (Томская область): Дисс. д-ра геол.-минерал. наук: 04.00.17. Новосибирск, 2000. - 248 с.

63. Конюхов А.И. Осадочные формации в зонах перехода от континента к океану. Москва «Недра», 1987,223 с.

64. Корнев В.А. Прогнозирование объектов для поисков залежей углеводородного сырья по сейсмогеологическим данным (на примере осадочного чехла Западной Сибири). Тюмень. 2000г.

65. Корреляция и индексация продуктивных пластов мезозоя Западной Сибири / И.И. Нестеров, Н.Х.Кулахметов, В.Н.Высоцкий, Ф.З.Хафизов // Геология нефти и газа. -1987.-№3.-С.55-58.

66. Крашенинников Г.Ф. Учение о фациях. М., 1971, 368 с.

67. Крашенинников Г.Ф., Волкова А.Н., Иванова Н.В. Учение о фациях с основами литологии. Руководство к лабораторным занятиям. М.: Изд-во МГУ, 1988. 215с.

68. Кривошеев Э.В., Сысолятин Н.В. Картирование неантиклинальных ловушек в Нюрольской впадине площадной сейсморазведкой // Геология нефти и газа. 1990. - № 5. - С.22-24.

69. Крылов Д.Н. Детальный прогноз геологического разреза в сейсморазведке. М.: Недра, 2007.

70. Крылов Д.Н., Чемагина Е.В., Голованова М.П., Ворошилова М.С. Особенности методики прогноза коллекторских свойств нижнеюрских и нижнемеловых отложений Западной Сибири по данным комплекса методов СВАН и ПЛК // Геофизика. 2001 . - №3. - С.26-29.

71. Кунин Н.Я. Новые возможности сейсмостратиграфических исследований при региональных работах не нефть и газ // Сов. геология. 1983. №11. с. 109-120.

72. Курс Petrel по моделированию свойств. Учебный курс, 2005.

73. Кутырев Э.И. Условия образования и интерпретация косой слоистости.Ленинград «Недра», 1968, 128 с.

74. Кучерявенко Д.С. Геологическое строение и нефтеносность ачимовского клиноформного комплекса в пределах Среднеобской нефтегазоносной области: Дис. к-та геол.-минерал. наук: 25.00.12. Москва, 2007. - 149 с.

75. Латеральная изменчивость состава и физических свойств осадочной толщи в пределах локальных структур и ее отражение в зональности геофизических полей. / Труды ВНИГНИ. М., 1974. Вып 160.

76. Локальный прогноз залежей нефти и газа в Западной Сибири: Сб. ст. / Под ред. Дмитриева А. Н. Концерн "Тюмень-геология", Зап.-Сиб. н.-и. геол.-развед. нефт. ин-т. Тюмень : ЗапСибНИГНИ, 1992.

77. Мавлютов Ш.Ш. Подсосова Л.Л. Устюжанин В.В. Роль разломной тектоники в строении Западно-Сибирской плиты // Управление поисками и разведкой месторождений нефти и газа. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1988, с. 102 -111.

78. Мангазеев В. П., Белозёров В. Б., Кошовкин И. Н., Рязанов А. В. Методика отображения в цифровой геологической модели литолого-фациальных особенностей терригенного коллектора. Нефтяное хозяйство, №5, 2006, С. 66-70.

79. Мангазеев В.П., Славкин B.C., Гусейнов А.А., Архипов B.C. Новое направление геолого-разведочных работ в Каймысовском нефтегазоносном районе Западной Сибири. / Геология нефти и газа, №3,1996, С.5-11

80. Мегакомплексы и глубинная структура земной коры Западно-Сибирской плиты / Под ред. B.C. Суркова. Москва: Недра, 1986.

81. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. Под ред. В.И. Петерсилье, В.И. Пороскуна, Г.ГЛценко. Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003.

82. Методические рекомендации по прогнозированию тонкослоистых временных разрезов акустической жесткости среды в околоскважинном пространстве по комплексу ГИС и сейсморазведки (на базе программ ПАРМ). Москва: изд. Нефтегеофизики, 1990. - 35 с.

83. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газовых месторождений. Часть 1. Геологические модели. Москва, «ВНИИОЭНГ», 2003, 162с.

84. Милановский Е.Е. Геология России и ближнего зарубежья (Северной Евразии): Учебник. М.: МГУ, 1996. - 449 с.

85. Милановский Е.Е. Геология СССР. 4.2. М.: Изд-во МГУ, 1989. - 271 с.

86. Мкртчян О.М. Сейсмогеологические предпосылки развития геолого-разведочных работ в верхнеюрско-неокомской толще латерального наращивания Западной Сибири // Геология нефти и газа. 1994. - №6. - С.32-34.

87. Мкртчян О.М., Белкин Н.М., Дегтев В.А. Сейсмогеологическое обоснование единой схемы корреляции продуктивных пластов неокома Среднего Приобья //Советская геология. 1985. №11. с.115-122.

88. Мкртчян О.М., Варущенко А.И., Потемкина С.В. Некоторые аспекты региональной геологической модели верхнеюрских отложений Западной. Сибири // Геология нефти и газа. 2005 г., - №1. — с.30-35.

89. Мормышев В.В., Завьялец А.Н., Схема строения и обоснование режима разработки пласта Юо Салымского месторождения Сборник научных трудов «Особенности подсчета запасов нефти в баженовских отложениях Западной Сибири» - Тюмень: СибНИИНП. - 1985.

90. Муромцев B.C. Электрометрическая геология песчаных тел литологических ловушек нефти и газа. Л.:Недра, 1984.

91. Мушин И.А., Бродов Л.Ю., Козлов Е.А., Хатьянов Ф.И. Структурно-формационная интерпретация сейсмических данных. Москва: Недра, 1990.

92. Мясникова Г.П., Шпильман А.В. Изменения в нефтегеологическом районировании территории ХМАО // Вестник недропользователя. 2001 г. - №6. -с. 66-67.

93. Наумов A.JI. К Методике реконструкции рельефа дна Западно-Сибирского раннемелового бассейна// Геология и геофизика. 1977, №10 с.38-47.

94. Наумов A.JL, Хафизов Ф.З. Новый вид литологических ловушек в неокомских отложениях Западной Сибири // Геология нефти и газа. — 1986.-№6.- С.31-35

95. Нежданов А.А. Сейсмогеологический анализ нефтегазоносных отложений Западной Сибири для целей прогноза и картирования неантиклинальных ловушек и залежей УВ. Диссертация на соискание уч. ст. доктора геол.-мин. наук. Тюмень, 2004.

96. Нежданов А.А., Пономарев В.А., Туренко Н.А., Горбунов С.А. Геология и нефтегазоносность ачимовской толщи Западной Сибири. Москва. Изд-во академии горных наук. 2000 г.

97. Нестеров И.И. Нефтегазоносность глинистых битуминозных пород Сборник научных трудов «Строение и нефтегазоносность баженитов Западной Сибири». -Тюмень: ЗапСибНИГНИ. - 1985.

98. Нестеров И.И., Ровнин Л.И., Ростовцев Н.Н. Оценка и прогнозы нефтегазоносности мезо-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской плиты // Проблемы геологии ЗСНГП: Тр. ЗапСибНИГНИ. М., 1968. - Вып.11. -С.335-376.

99. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири, Вып. 2. Западно-Сибирский бассейн / Конторович А.Э., Сурков B.C., Трофимук А.А. и др.; Гл. ред. А.Э. Конторович Новосибирск, 1994 г., 201 с.

100. Нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирского бассейна / М.Я. Рудкевич, Л.С. Озеранская, Н.Ф. Чистякова, Корнев В.А. Максимов Е.М. Москва: Недра, 1988. -303 с.

101. Нефтяные и газовые месторождения СССР: Справочник. В двух книгах / Под ред. С.П. Максимова. Книга вторая. Азиатская часть СССР. М.: Недра, 1987. - с. 169247.

102. Онищенко Б.А. Об условиях седиментации пограничных отложений юры и мела в Среднем Приобье // Геология нефти и газа. 1994. — №7. — С.29-31.

103. Основные проблемы стратиграфии мезозойских нефтегазоносных отложений Западной Сибири / В.С.Бочкарёв, А.М.Брехунцов, Н.П.Дешеня и др. // Геология нефти и газа. 2000. - №1. - С.2-13.

104. Основы геостатистического анализа, Приложение D к программным пакетам Landmark.

105. Особенности стратиграфии морских отложений неокома севера Западной Сибири по данным сейсморазведки и бурения / Кулахметов Н.Х., Никитин В.М., Ясович Г.С. // Сейсморазведка для литологии и стратиграфии. Тр.ЗапСибНИГНИ.-Тюмень,1985.-С.54-64.

106. Перепечкин М.В. Технология построения геологических моделей по геолого-геофизическим данным в программном комплексе DV-Geo. Автореферат на соискание уч. ст. кандидата техн. наук. Москва, 2007, 22с.

107. Перспективы нефтегазоносности неокомских отложений Тюменской области / И.И.Нестеров, В.И.Шпильман, Г.И.Плавник, Л.Г.Судат // Геология нефти и газа. -1985. -№4.-С.8-14.

108. Пинус О., Легеза С. Методика геологического моделирования пласта IOi на примере Верх-Тарского нефтяного месторождения. Технологии ТЭК, октябрь, 2006.

109. Потряеов А.А. Разработка вероятностных моделей для прогноза нефтегазоносности ачимовских отложений (на примере территории деятельности ТПП «Когалымнефтегаз»), Автореф. дисс. на соискание уч. ст. кандидата геол.-мин. наук. Пермь, 2007.

110. Приобская нефтеносная зона Западной Сибири: Системно-литмологический аспект / Ю.Н.Карагодин, С.В.Ершов, B.C. Сафонов и др. Новосибирск: Изд-во СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1996. - 252 с.

111. Проблемы разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири: Межвуз. сб. науч. тр., Тюмен. индустр. ин-т; / Отв.ред. Тетерев И. Г. и др.. Тюмень: ТюмИИ, 1994.

112. Прогноз нефтегазоносности юго-восточных районов Западно-Сибирской плиты. В.У.Петраков, Н.В.Коптяев, В.М.Тищенко, А.С.Миндигалеев, КЛ.Черкашина, Э.В.Кривошеев, А.В.Крылов // Геология нефти и газа. 1987. - № 8. - С.6-10.

113. Птецов С.Н. Прогнозирование свойств коллекторов между скважинами по сейсмическим данным. Автореф. дисс. на соискание уч. ст. доктора техн. наук.М.,2003.

114. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений (РД 153-39.0-047-00). М., Минтопэнерго, 2000.

115. Решение 6-го Межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири, Новосибирск, 2003 г. — Новосибирск: СНИИГГиМС,2004.

116. Ростовцев Н.Н. Дискуссионные вопросы по тектонике платформенного чехла Западно-Сибирской низменности // Геологическое строение и нефтегазоносность ЗСН: Тр. ЗапСибНИГНИ. М., 1965. - Вып.1. - С.91-101.

117. Руденко Г.Е.,.Иванова О.В. Оптимизационная технология ПAPM-KOJIJIEKTOP. -Геофизика, спецвыпуск «Технологии сейсморазведки»-И. 2003. - с.90.

118. Руководство пользования IRAP RMS. Roxar Software Solution, 2006.

119. Рыбников А.В., Саркисов Г.Г. Стохастические геологические модели — методы, технологии, возможности. Нефтяное хозяйство, №6, 2001, С. 22-25.

120. Садыков М.Р., Сергиенко В.Н., Кутырев Е.Ф. Приоритетные направления развития региональной нефтегазопромысловой науки / Нефтяное хозяйство, №11, 2006, С.11-15.

121. Салмин М.В. Уточнение литогенетической модели формирования неструктурных ловушек в ачимовсих отложениях // Нефтяное хозяйство. 2004. - №8. - С.58-61.

122. Седиментация в раннемеловом бассейне Западной Сибири и её влияние на нефтегазоносность / С.В. Ершов, К.В. Зверев, В.А. Казаненков, Ю.Н. Карагодин // Геология и геофизика. 2001. - №11-12. - С. 1908-1917.

123. Сейсмическая стратиграфия / Р.Е.Шерифф, А.П.Грегори, П.Р. Вейл, P.M. Митчем мл. и др. Под ред. Ч.Пейтона. Пер. с англ. 4.1-2 М.:Мир, 1982г.

124. Сейсмологический анализ нефтегазоносности отложений Западной Сибири. Мкртчян О.М., Трусов Л.Л., Белкин Н.М., Дегтев В.А. Москва. Наука. 1987г.

125. Сейсмогеологическое изучение клиноформных отложений Среднего Приобья / О.М. Мкртчян, И.Л. Гребнева, В.П. Игошкин и др. М.: Наука, 1990. - 108 с

126. Селли Р.Ч. Древние обстановки осадконакопления. М., Недра, 1989. 294 с.

127. Сидоров С.В., Низаев Р.Х. Влияние геологической неоднородности на технологические показатели разработки нефтяных месторождений. Нефтяное хозяйство, №3, 2006, С.42-45.

128. Славкин B.C. Геолого-геофизическое изучение нефтеносных продуктивных отложений. Учебное пособие. М.: МГУ, 1999. 158 с.

129. Славкин B.C., Алексеев А.Д., Колосков В.Н. Некоторые аспекты геологического строения и перспектив нефтеносности баженовской свиты на западе Широтного Приобья // Нефтяное хозяйство. 2007. - №8, с. 100-104.

130. Славкин B.C., Копилевич Е.А. Моделирование природных резервуаров нефти и газа на основе структурно-литологической интерпретации данных сейсморазведки и бурения. Москва, ВНИИОЭНГ, 1995 г. 167 с.

131. Славкин B.C., Копилевич Е.А., Давыдова Е.А., Мушин И.А. Методика картирования типов геологического разреза в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки // Геофизика. 1999. - №4. - С.21-24.

132. Славкин B.C. Геология нефти и газа и компьютерная революция конца XX века. Геология нефти и газа, №2, 2007, С.90-96.

133. Сонич В.П., Тип коллектора в породах баженовской свиты и механизм его образования Сборник научных трудов «Особенности подсчета запасов нефти в баженовских отложениях Западной Сибири» - Тюмень: СибНИИНП. - 1985.

134. Строение и нефтегазоносность баженитов Западной Сибири / Сборник научных трудов под.ред. член-кор. АН СССР И.И. Нестерова Тюмень: ЗапСибНИГНИ. -1985.

135. Судакова В.В. Прогнозирование ловушек нефти и газа на основе комплексного анализа материалов сейсморазведки и бурения на территории Сургутского свода. Автореф. дисс. на соискание уч. ст. кандидата геол-мин. наук. Тюмень, 2005.

136. Судакова В.В., Кычкин А.Н., Шерстнов В.А. Прогнозирование эффективных толщин пласта Ач1 Конитлорского месторождения с использованием динамических параметров сейсмической записи. / Вестник недропользователя ХМАО. Ханты-Мансийск, 2005, Вып. 16. С.21.

137. Сурков B.C. Тектоническое районирование мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской плиты И Советская геология. 1970. -№4. - с. 80-89.

138. Сурков B.C., Жеро О.Г. Фундамент и развитие платформенного чехла ЗападноСибирской плиты. Москва: Недра, 1981.

139. Сурков B.C., Трофимук А.А., Жеро О.Г. и др. Триасовая рифтовая система Западно-Сибирской плиты, ее влияние на структуру и нефтегазоносность платформенного мезозойско-кайнозойского чехла // Геология и геофизика. 1982, -№8. - С.3-15.

140. Фациально-палеогеоморфологические условия формирования песчаных тел клиноформ-циклитов Приобской зоны нефтенакопления / Ю.Н.Карогодин, С.В.Ершов, А.И.Конышев, Р.К.Рязапов //Геология нефти и газа. 1995.- №5 - С.11-16.

141. Фролов В.Т. Генетическая типизация морских отложений. М.:Недра, 1984, 222 с.

142. Фролов В.Т. Литология. М.: Изд-во МГУ. Кн. 1.(1992г.) 335 е., Кн 2. (1993г.) 432 е., КнЗ (1995 г.) 352с.

143. Халимов Э.М., Николаев С.С., Чарыков В.Ф., Халимов Р.Э. Геологические условия разработки Талинского месторождения // Геология нефти и газа. — 1987 г. -№. 9-С. 58-62.

144. Хасанов Р.Н., Судакова В.В. Личагина Л.А. Моделирование геологических объектов Урненского месторождения нефти на основе комплексного анализа материалов сейсморазведки и бурения / Вестник недропользователя ХМАО. Ханты-Мансийск, 2004. Вып. 15. С.25-30.

145. Холодов В.Н. Постседиментационные преобразования в элизионных бассейнах (на римере Восточного Предкавказья). Тр. ГИН АН СССР, вып. 372. М.: Наука, 1983, 152 с.

146. Храмцова Алена Валерьевна. Литологические особенности строения и нефтегазоносность ачимовских отложений Восточно-Уренгойской зоны. Автореф. дисс. на соискание уч. ст. кандидата геол.-мин. наук. Тюмень, 2006.

147. Хромова И.Ю. Технология построения цифровой сейсмогеологической модели на примере программного комплекса Landmark. Москва МГУ - ООО «АМА-ПРЕСС», 2007. Часть 1 314с., часть 2 144с.

148. Шарданова Т.А., Соловьева Н.А. Методическое руководство по генетическому анализу древних морских отложений. М.: Изд-во МГУ, 1992, 102 с.

149. Шванов В.Н. Петрография песчаных пород. Ленинград «Недра», 1987.270 с.

150. Шерифф Р., Гелдарт Л. Сейсморазведка. Том. 1. История, теория и получение данных. 448 с. Том 2 Обработка и интерпретация данных. 400 с. Москва, «Мир», 1987.

151. Шпильман В.И., Мясникова Г.П., Трусов Л.Л. Перерывы при формировании неокомских клиноформ в Западной Сибири / Геология нефти и газа. 1993. - №6. -С.2-5.

152. Шурыгин Б.Н., Пинус О.В. Никитенко Б.Л. Сиквенс-стратиграфическая интерпретация келловея и верхней юры (васюганская свита) Западной Сибири. Геология и геофизика, №40/6, 1999, С.843-862.

153. Япаскурт О.В., Соловьева Н.А., Шарданова Т.А., Ростовцева Ю.В. Исследование осадочных горных пород при составлении средне- и мелкомасштабных карт нового поколения. Часть 3. Москва, Изд-во МГУ, 2001, 158с.

154. Япаскурт О.В. Катагенез осадочных горных пород. М.: Изд-во МГУ, 1991, 120с.

155. Япаскурт О.В. Стадиальный анализ литогенеза: учебное пособие. М.: Изд-во МГУ, 1995. 142 с.174. "Fugro-Jason лидер количественного изучения залежей углеводородов", www. fu gro-j ason. com1. Фондовая

156. А.Ю.Сапрыкина (отв. исполнитель). Отчет по договору №29-05. Построение геолого-геофизической модели Западно-Покамасовского участка (Покамасовский лицензионный участок)."Москва, ЗАО «МиМГО», 2005.

157. С.С.Гаврилов (отв. исполнитель). Отчет по договору №28-05/05СК0450. Перспективы нефтеносности Восточно-Грибного, Свободного и Западно-Повховского участков с целью их ввода в разработку. Москва, ЗАО «МиМГО», 2005.

158. Информационный отчет. Геологические материалы к тендеру. Выинтойское месторождение. Том. 1, 1998.

159. Кучерявенко Д.С. (Отв. исполн.) Создание трехмерной модели ачимовских природных резервуаров в южной части Выинтойского лицензионного участка. Москва, ЗАО «МиМГО», 2006.

160. Сапрыкина А.Ю. Обобщение данных о геологическом строении нефтяных месторождений и лицензионных участков ОАО «РИТЭК» по результатам их инновационной разведки и освоения 1998-2003г. Москва. ЗАО «МиМГО». 2003.

161. Романов Е. А. «Комплексное лабораторное исследование кернового материала по скважине 301 бис Выинтойского месторождения, пробуренной на территории деятельности НГДУ «РИТЭКНЕФТЬ». Тюмень, ЗАО «Нефтеком» 2003.

162. Романов Е. А. «Комплексное лабораторное исследование кернового материала по скважине 66 Восточно-Перевального месторождения, пробуренной на территории деятельности НГДУ «РИТЭКНЕФТЬ». Тюмень, ЗАО «Нефтеком» 2000.

163. Славкин B.C. (Отв. исполн.) Создание адекватной адресной геологической модели Восточно-Перевального месторождения на основе оптимизированной обработки и интегрированной интерпретации геолого-геофизических данных — М.:ВНИГНИ, 1999.1. Иностранная

164. Ashley F. Understandind stochastic inversion. / First Break, 2006, Nov-Dec.

165. Constraining 3D static models to seismic and sedimentological data, a further step towards reduction of uncertainties. D. Marion, E. Insalaco, P. Rowbotham, P. Lamy, B. Michel TotalFinaElf Exploration UK Geoscience Research Centre, 2000. SPE 65132.

166. Comparison of constrained sparse spike and stochastic inversion for porosity prediction at Kristin Field. J. Helgensen, I. Magnus, S.Prosser, G.Saigal, G. Aamodt, D.Dolberg, S.Busman. The Leading Edge, April, 2000, pp. 400-407.

167. Dubrule, O., 1998, Geostatistic in Petroleum Geology, AAPG Continuing Education Course Note Series #38, AAPG, Tulsa, Oklahoma, U.S.A.

168. Gelfang V., Lamer K. Seismic lithologic modeling: EAEP 46th Meeting, 1984.

169. Geologically Oriented Geostatistics: an Integrated Tool for Reservoir Studies. A.Pelgrain de Lestang, L.Cosentino (Beicip-Franlab), J.Cabrera, TJimenez, O.Bellorin (PDVSA Gas), 2002. SPE 74371.

170. Improving the Static Model of a Complex Reservoir through the Inversion of Seismic Data. Zakaria В Marzuki, Petronas Carigali Sdn. Bhd., Mark S. Sams, Jason Geosystems Asia, Dave Atkins, Jason Geosystems Asia, 2000. SPE 64740.

171. Isaak, E.N., and R.M. Srivastava, 1989, An introduction to Applied Geostatistics, New York, Oxford University Press, 562p

172. From seismic to simulator through geostatistical modeling and inversion: Makarem gas accumutation, sultanate of Oman. G.Shanor, M.Rawanchaikul, M.Sams, etc. First break, vol.20.2 Feb 2002.

173. Hefner J.M., Thompson R.S. A Comparison of probabilistic and Deterministic Reserve Estimates: A Case Styde // SPE Reservoir Engineering, Feb. 1996, pp 361-369.

174. Methodology to Incorporate Geological Knowledge in Variogram Modeling. A. Bahar, SPE, H. Ates, SPE, Kelkar and Associates, Inc., and M. Kelkar, SPE, University of Tulsa and M. Al-Deeb, ADCO, 2001. SPE 68704.

175. Rose P.R. Risk Analysis and Management of Petroleum Exploration Ventures. / AAPG methods in Exploration Series, No. 12,. AAPG, Tusla, Oklahoma, USA, 2001, 164p.

176. Statistics for petroleum engineers and geoscientists. 2nd edition. Jerry L. Jensen, Larry W. Lake, Patrick W.M. Corbett, David J.Goggin. "Elsevier", 338 pp.

177. Stochastic Inversion. Gale F. Jenkins and Gary M. Brown, Texaco Worldwide Exploration & Production. SEG 2000 Expanded Abstracts.

178. Technical Note: Coloured, Deterministic and Stochastic Inversion. Earthworks Environment&Resourses Ltd., 2003. www.sorviodvnvm.co.uk.

179. Trace-based and geostatistical inversion of 3-D seismic data for thin-sand delineation: An application in San Jarje Basin, Argentina. C. Torres-Verdin, M. Victoria, G. Merletti, J.Pendrel. The Leading Edge. September, 1999. pp. 1070-1077.

180. Uncertainty analysis of fluvial outcrop data for stochastic reservoir modeling. A. W. Martinius and A. Na;ss. Petroleum Geoscience, Vol. 11 2005, pp. 203-214.

181. Wang L., Wong P.M., Shibli S.A.R. Modeling Porosity Distribution in the A'nan Oilfield. Use of Geological Quantification, Neural Networks, and Geostatistics. SPE Reservoir Eval. & Eng. 2 (6), December 1999, SPE 59090, pp 527- 532.

182. Yarns J.M., Chambers R.L. Stochastic modeling and geostatistics. AAPG, USA, Tusla, Oklahoma, 1994.

Информация о работе

Гаврилов, Сергей Сергеевич
кандидата геолого-минералогических наук
Москва, 2008
ВАК 25.00.12

Диссертация

Трехмерное геологическое моделирование природных резервуаров на основе литолого-фациального анализа - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы