Авторефераты по всем темам >>
Авторефераты по земле
На правах рукописи
УДК 553.98.048 КОТЕЛЬНИКОВА
ЕЛЕНА МИХАЙЛОВНА РАЗРАБОТКА МЕТОДА ЭКСПРЕСС-ОЦЕНКИ НАЧАЛЬНЫХ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ЗАПАСОВ НЕФТИ (на примере месторождений Западной Сибири)
Специальность:
25.00.12 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений 25.00.01 - Общая и региональная геология
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук
МОСКВА - 2012
Работа выполнена на кафедре месторождений полезных ископаемых и их разведки им. В.М. Крейтера Российского университета дружбы народов (РУДН) Научный доктор технических наук, профессор руководитель: Денисов Сергей Борисович доктор геолого-минералогических наук, профессор Кирюхин Леонид Георгиевич Официальные Тевелев Александр Вениаминович, оппоненты: доктор геолого-минералогических наук, ведущий научный сотрудник кафедры региональной геологии и истории Земли, геологический факультет МГУ им. В.М. Ломоносова Сейфуль-Мулюков Рустем Бадриевич доктор геолого-минералогических наук зав. лаб. института проблем информатики РАН Ведущая Российский государственный университет нефти и организация: газа им. И.М. Губкина (РГУ Нефти и Газа), г. Москва
Защита диссертации состоится л1 ноября 2012 г. в 16:00 часов в ауд. 4(5-й этаж) на заседании Диссертационного совета Д-212.203.25 при Российском университете дружбы народов по адресу: Москва, ул. Орджоникидзе, д. 3.
C диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РУДН по адресу:
117198, Москва, ул. Миклухо-Маклая, д. 6.
Автореферат разослан л28 сентября 2012 г.
Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат геолого-минералогических наук Е.В. Карелина
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность работы. Подсчет запасов нефти лежит в основе проектирования разработки нефтяных месторождений. Он необходим для правильной оценки объема и направления капитального строительства на каждом нефтяном промысле.
В современном мире, из всех методов подсчета запасов, наибольшее распространение получил объемно-дифференцированный метод. С одной стороны, он является довольно простым, но с другой стороны, представляет собой сложную и многоплановую задачу, основанную на решении ряда смежных вопросов нефтепромысловой геологии, физики пласта, физики и химии нефти и газа и др.
В настоящее время наиболее популярны два способа подсчета запасов:
1. объемно-дифференцированный метод (построение и перемножение цифровых подсчетных параметров в виде карт 2D).
2. метод на основе цифровых геологических и фильтрационных моделей (3D).
На практике для подсчета запасов, оперативного подсчета, оценки запасов в блоках и в отдельных участках разреза необходимо выполнять трудоемкий комплекс детальных исследований керна, флюидов, газа и др., с целью обоснования методов определения подсчетных параметров. В этой связи остается актуальным вопрос экспресс-оценки запасов с требуемой для практики точностью.
Цель работы. Разработка метода экспресс-оценки начальных геологических запасов нефти с точностью, сопоставимой с точностью подсчета запасов методами, принятыми ГКЗ.
Основные задачи исследования:
1. Анализ факторов, определяющих удельные запасы нефти2. Исследование зависимости удельных запасов от составляющих формулы подсчета запасов 3. Анализ зависимостей удельных запасов от эффективной нефтенасыщенной толщины для разведочных и эксплуатационных скважин, в чистонефтяной (ЧНЗ) и водонефтяной зонах (ВНЗ), в отложениях разного возраста, в разных фациальных обстановках 4. Разработка методики экспресс-оценки запасов при региональных исследованиях нефтеперспективных районов 5. Оценка достоверности предлагаемой методики подсчета запасов нефти Удельные запасы нефти - это запасы, приходящиеся на единицу площади в районе каждой скважины (в нашем случае на 25 га = 500х500м) Научная новизна:
1. Установлены устойчивые связи удельных запасов с эффективными нефтенасыщенными толщинами для стратиграфических комплексов, фациальных зон продуктивных отложений Западной Сибири, обеспечивающие повышение точности оценки запасов.
2. Предлагается методика оперативной оценки запасов, основанная на создании эталонных зависимостей эффективных нефтенасыщенных толщин от удельных запасов нефти.
3. Разработана методика оперативной оценки запасов при региональных исследованиях на основе нового информационного параметра (tg Цугловой коэффициент) и региональных литофациальных карт.
Методы решения поставленной задачи. Для выполнения работы с целью выявления главной компоненты, влияющей на величину удельных запасов нефти, был проанализирован фондовый материал более 50 месторождений (~залежей нефти) Западной Сибири. Рассмотрены группы пластов разных возрастов, формировавшихся в разных фациальных обстановках, материалы разной статистической представительности. При анализе фондового материала использовалось специализированное программное обеспечение - MSExcel, Statistica, Corel DRAW, DV-Geo.
Практическая ценность работы: Методика оперативной оценки запасов, описанная в работе, может успешно применяться на различных стадиях разведки и разработки нефтяных месторождений:
1. На ранней стадии поисков и разведки при региональных исследованиях возможна оценка вероятного количества запасов по эталонным зависимостям углового коэффициента, привязанным к литофациальным зонам.
2. На этапе доразведки и при оперативном подсчете запасов - может служить самостоятельным инструментом расчета количества прироста или списания запасов.
3. На этапе разработки является простым и достаточно точным инструментом оперативной инженерной оценки запасов в пределах кустов, блоков, участков разреза и т.д.
Предложенные в диссертации методические подходы применялись при совместных работах с Научными центрами повышения нефтеотдачи пластов и мониторинга и проектирования разработки ОАО ВНИИнефть для обоснования выбора скважин-кандидатов для проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ), разработки мероприятий по снижению обводненности продукции, при подготовке проектных документов и технико-экономического обоснования коэффициента извлечения нефти (ТЭО КИН) ("Дополнение к технологической схеме разработки Западно-Усть-Балыкского месторождения", "ТЭО КИН Тайлаковского месторождения Сургутского района ХантыМансийского автономного округа - Югра", "Технологическая схема разработки Ачимовского месторождения" и др.). Работы выполнялись при непосредственном участии диссертанта в лаборатории анализа и разработки месторождений (Научный центр мониторинга и проектирования разработки ОАО ВНИИнефть).
Основные защищаемые положения:
1. Метод оперативной оценки запасов нефти, основанный на устойчивых связях удельных запасов с эффективными нефтенасыщенными толщинами, позволяет дать оценку запасов УВ сырья на различных стадиях геологического изучения осадочных бассейнов.
2. Выявленные для территории Среднего Приобья закономерности (эталонные зависимости) изменения состава и строения осадочных толщ на основе разработанного метода, позволяют оперативно оценивать запасы нефти с достаточной для практики точностью, при погрешности относительно принятых ГКЗ РФ методов подсчета запасов не более 10-15%.
3. Установленные тесные связи значений тангенса угла наклона линии уравнения регрессии эталонных зависимостей удельных запасов от эффективных нефтенасыщенных толщин с условиями осадконакопления и литофациальными зонами по Среднему Приобью позволяют проводить достоверную прогнозную оценку запасов потенциальных месторождений в пределах крупных региональных (тектонических) структур.
Апробация работы. Результаты работы представлены на VI Международной научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых Молодые - наукам о Земле (РГГРУ, Москва, 2012). Главные результаты исследования выносились на обсуждение на заседаниях кафедры Месторождений полезных ископаемых и их разведки (РУДН), в том числе в полном виде на официальной предзащите диссертации. Они опубликованы в тематических сборниках издательства РУДН.
ичный вклад автора. Личный вклад диссертанта заключался в сборе, подготовке, систематизации исходных данных, выполнении обработки статистических массивов, анализе и описании полученных результатов.
Публикации. По теме диссертации опубликовано 3 статьи в рецензируемых журналах, рекомендованных ВАК РФ, и одна статья в сборнике тезисов доклада VI Международной научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых Молодые - наукам о Земле (РГГРУ, Москва, 2012).
Структура и объем работы. Работа состоит из введения, пяти глав, посвященных обоснованию защищаемых положений, и заключения общим объемом 86 печатных страниц, включает 25 рисунков, 6 таблиц и список литературы, состоящий из 36 наименований.
Благодарности. Автор глубоко признателен и благодарен своему научному руководителю Денисову Сергею Борисовичу за помощь при постановке задачи исследования, непрерывное научное сопровождение и консультации при выполнении диссертационной работы. Так же автор благодарен сотрудникам научного центра мониторинга и проектирования разработки ОАО ВНИИнефть (Денисов С.Б., Евдокимов И.В., Попова Е.А., Сгибова Д.С., Тюмкина М.А.) за помощь в решение научных вопросов по теме диссертации. Диссертант выражает благодарность сотрудникам кафедры Месторождений полезных ископаемых и их разведки РУДН (Дьяконов В.В., Абрамов В.Ю. и др.) за знания, полученные в предыдущих этапах образовательного процесса и помощь в решении вопросов в области фундаментальной науки геологии.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цели и задачи исследования, охарактеризована научная новизна и практическая ценность работы, приведены защищаемые положения.
ГЛАВА 1 Краткие сведения о методах подсчета запасов.
Результатом анализа многочисленных методических рекомендаций, книг и справочной литературы (Бжицких Т.Г., Борисенко З.Г., Быков Н.Е., Гришин Ф.А., Гутман И.С., Жданов М.А., Петерсилье В.И., Стасенков В.В., и др.) явился краткий исторический обзор основных методов подсчета запасов нефти.
В целом подсчет запасов по месторождению (залежи) проводится, как правило, в три этапа:
1) Оперативный подсчет и пересчет запасов на основании фактических материалов бурения и испытания эксплуатационных, поисковых и разведочных скважин;
2) Подсчет и пересчет запасов по данным разведочного бурения и испытания скважин или разведочного бурения и пробной эксплуатации (опытно-промышленной разработки залежей или их участков) при подготовке месторождений к разработке.
3) Уточнение запасов в процессе разработки месторождения (залежи) с учетом данных эксплуатационного бурения и дополнительно пробуренных разведочных скважин.
На практике для подсчета запасов, оперативного подсчета, оценки запасов в блоках и в отдельных участках разреза необходимо выполнять комплекс детальных исследований керна, флюидов, газа и др., с целью обоснования методов определения подсчетных параметров.
В этой связи остается актуальным вопрос экспресс-оценки запасов с требуемой для практики точностью.
ГЛАВА 2 Факторы, влияющие на погрешность подсчета запасов. Оценка точности подсчета запасов.
Задача оценки погрешности при подсчете (пересчете) запасов становится все более актуальной. Во-первых, этого требуют международные классификации запасов. Во-вторых, анализ погрешностей дает возможность корректно подсчитать запасы нефти и оценить риски, связанные с их извлечением. В-третьих, просчеты в определении значений запасов и параметров залежей могут привести к нерациональным затратам при разработке, а недостаточно точная методика подсчета запасов не позволит судить о полноте отработки залежей, т.е. о размерах потерь нефти в недрах.
Общепринятая методика подсчета запасов нефти объемным методом (Бжицких Т.Г. 2011 г., Петерсилье В.И., Пороскун В.И., Яценко Г.Г. 2003 г., Борисенко З.Г., Сосон М.Н. 1973 г. и др.) предполагает использование формулы:
Q Shэф.нkпkн, где (1) Q - геологические запасы в стандартных условиях, т; S - площадь залежи, м2;
hэф.н - эффективная нефтенасыщенная толщина, м; kп - коэффициент открытой пористости, доли ед.; kн - коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.; - пересчетный коэффициент доли ед.; - плотность нефти в стандартных условиях, т/м3.
Оценка точности подсчета запасов зависит от погрешности каждого компонента формулы (1), точность которых в свою очередь, определяется качеством полученных первичных данных. Необходимы высококачественные результаты разведки, такие как первичная геологическая документация, наличие полного комплекса промыслово-геофизических данных, результаты испытания и пробной эксплуатации скважин.
Проанализированные данные по многочисленным нефтяным месторождениям Западной Сибири позволили выявить корреляционные связи между подсчетными компонентами формулы объемного метода (1), не противоречащие исследованиям других авторов (Быков Н.Е., Фурсов А.Я., Яценко Г.Г., Петерсилье В.И., Билибин С.И., Лухминский Б.Е. и др.).
ГЛАВА 3 Исследование факторов, определяющих удельные запасы нефти.
С целью выявления главной компоненты, влияющей на величину удельных запасов, был проанализирован фондовый материал более 50 месторождений Западной Сибири. Рассмотрены определенные группы пластов разных возрастов, формировавшихся в разных фациальных обстановках, материалы разной статистической представительности.
Для статистического анализа использовались таблицы подсчета запасов и результаты интерпретации данных ГИС по скважинам, выполненные при подсчетах запасов. Для удобства оценок линейные запасы по каждой скважине приводились к единичной площади, в качестве которой была принята плотность эксплуатационной сетки.
Таким образом, расчеты выполнялись для удельных запасов, оцененных для каждой скважины.
Для анализа исходные данные представлялись в виде точечных диаграмм зависимости удельных запасов от подсчетных параметров.
1. Эффективные нефтенасыщенные толщины. Эффективные нефтенасыщенные толщины в поисково-разведочных скважинах определяют прямым-качественным методом (микрозонды, каверномер и т.д.), объективность которого определяется качеством исходных данных ГИС. А в эксплуатационных скважинах для определения эффективной нефтенасыщенной толщины применяют либо косвенно-качественные, либо количественные методы, достоверность которых определяется как качеством исходных ГИС, так качеством результатов исследования и анализа керна, результатами испытаний скважин. На рис. 1 в качестве примера приведены точечные диаграммы зависимости удельных запасов от эффективных нефтенасыщенных толщин.
Рис. 1. Точечные диаграммы зависимости удельных запасов (Qn) от эффективной нефтенасыщенной толщины (с уравнением регрессии), где - разведочные скважины, - добывающие скважины.
В результате анализа установлено, что:
- для отложений разного возраста и фациального состава уравнения регрессии различаются;
- значения коэффициента корреляции (R) достаточно высоки и находятся в пределах 0.92-0.97 при среднем значении 0.950 (значения коэффициента детерминации (R2) изменяются в пределах 0.85-0.94 при среднем значении 0.903).
- для 70% залежей массива значения корреляции R превышают 0.95 (для R2 0.90).
Таким образом, можно утверждать, что эффективные толщины имеют высокую корреляционную связь с удельными запасами, позволяющую по эффективным толщинам оценивать запасы с высокой достоверностью. Во всех рассмотренных случаях коэффициент корреляции R является высоким и значимым.
2. Зависимость удельных запасов от пористости имеет существенно размытый характер (рис.2).
Интервал вероятных значений удельных запасов для равных значений пористости возрастает с увеличением значений пористости, т.е. погрешность оценки запасов по значениям kп существенно возрастает при увеличении пористости (доверительный интервал возможных значений удельных запасов расширяется с ростом kп).
Характер зависимости удельных запасов от пористости можно разделить на три группы:
А. Связь между изучаемыми параметрами отсутствует. Точки графика сосредоточены в области, которую можно вписать в окружность. В этом случае в целом для подсчета запасов оптимально использовать среднее значение пористости (рис. 2-а).
Б. Связь между параметрами имеется, но на графике с определенной долей вероятности можно построить две линии регрессии (рис. 2-б).
В. Две группы множества точек, которые условно можно разделить на значения kп <22% и значения kп > 22% (рис. 2-в).
3. Зависимость удельных запасов от нефтенасыщенности, как и для пористости, имеет существенно размытый характер, который аналогичен группам А и В, выделенным выше (рис. 2-а, 2-в). Для группы В граничным значением kн является 55-60%.
а б в Рис. 2. Точечные диаграммы зависимости удельных запасов от коэффициента пористости (слева) и от коэффициента нефтенасыщенности (справа), где - разведочные скважины, - добывающие скважины.
При анализе зависимостей удельных запасов от пористости и нефтенасыщенности по различным пластам (выборки от трех до 2500 скважин) значения коэффициентов корреляции оказались невысокими (около 0.5), но они признаются значимыми с вероятностью 95%. Несмотря на значимость корреляции использование этих зависимостей не допустимо, так как зависимость не линейная, большой разброс точек (интервал вероятных значений для равных значений коэффициентов пористости/нефтенасыщенности возрастает с увеличением значений пористости/нефтенасыщенности, с ростом kп и kн расширяется доверительный интервал возможных значений удельных запасов).
Поэтому как информативные параметры пористость и нефтенасыщенность не могут быть использованы с достаточной для практики точностью для оценки удельных запасов по причине значительного диапазона доверительных значений удельных запасов.
Таким образом:
1. Для оценки (прогноза) запасов можно использовать зависимость эффективной толщины от удельных запасов.
2. В пределах залежей достаточно надежно выделяются скважины, относящиеся к коллекторам разных классов, что отмечено на графиках связи удельных запасов с пористостью и нефтенасыщенностью.
3. Более детальная классификация скважин (выделение групп коллекторов) в пределах залежей возможна, но имеет смысл, если скважины формируют группы (полигоны), в пределах которых возможен более точный прогноз запасов.
4. Высокие коэффициенты корреляции удельных запасов с эффективными нефтенасыщенными толщинами, установленные в целом в пределах залежей, позволяют сделать вывод, что в первом приближении оценка запасов по обобщенным зависимостям находится в пределах точности подсчета запасов и может быть использована для практических целей.
Методика оценки запасов через значения эффективных нефтенасыщенных толщин При подсчете запасов объемным методом используют средние значения kп и kн. Эффективные толщины планиметрируют и умножают объем коллектора (результат планиметрирования умноженный на среднюю эффективную нефтенасыщенную толщину полигона) на kп.ср и kн.cр.
При подсчете запасов объемно-дифференцированным методом производят перемножение цифровых карт параметров, определяя, в итоге, запасы в ячейках 2D сетки и суммированием значений запасов в ячейках находят суммарные запасы.
При подсчете запасов по моделям 3D производится аналогичная процедура для большого набора слоев - элементов трехмерной сетки. Далее запасы рассчитывают суммированием значений в сетке 3D.
Оценкой качества подсчета запасов в последних двух способах является соответствие данным по скважинам. При этом распределение запасов в пространстве 2D и 3D определяется набором методов интерполяции значений подсчетных параметров (обычно hэф.н, kп, kн) между скважинами детерминированными или стохастическими методами.
В отличие от применяемых в практике подсчета запасов методов нами показано, что не целесообразно брать kп.ср и kн.cр, в качестве подсчетного параметра, а лучше использовать удельные запасы в виде комплексного параметра и эффективные нефтенасыщенные толщины. В этом случае погрешность интерполяции между скважинами не оказывает влияния на предлагаемый метод оценки запасов.
В соответствии с изложенным выше, предлагается алгоритм построения эталонных зависимостей для дальнейшей экспресс-оценки запасов (Денисов С.Б., Котельникова Е.М., 2012):
1. В каждой скважине выбранного объекта подсчета запасов, состоящего из N скважин, оценивается эффективная нефтенасыщенная толщина и линейные запасы (qn) (табл.1):
qn = ( * * hэф.н,i * Кп,i * Кн,i) * 1м * 1м, (4) где: - плотность нефти, - пересчетный коэффициент, hэф.н,i - эффективные нефтенасыщенные толщины прослоев, Кп,i Цкоэффициенты пористости прослоев, Кн,i - коэффициенты нефтенасыщенности прослоев.
В данном случае показан пример расчета линейных запасов (2.13 т) для одной скважины. Для дальнейших расчетов и построений необходимо в выбранном объекте подсчета запасов посчитать линейные запасы по каждой скважине массива.
Табл.1. Пример результатов статистической обработки массива зависимостей удельных запасов от эффективных нефтенасыщенных толщин 2193.7 2196.1 нефть 0.901 0.972 2.4 0.30 0.69 0.44 110.2196.1 2199.9 нефть 0.901 0.972 3.8 0.30 0.67 0.67 167.2200.7 2206.0 нефть 0.901 0.972 5.3 0.30 0.64 0.89 222.2210.0 2210.8 нефть 0.901 0.972 0.8 0.30 0.64 0.13 32.Сумма 12.3 2.13 532.qn = (0.44 + 0.67 + 0.89 + 0.13) * 1 * 1 = 2.13 т 2. Линейные запасы (qn) пересчитываются в удельные запасы (Qn). В качестве площади в общем случае удобнее брать 1 км2, но для конкретного месторождения за единицу площади лучше принять область охвата по n а.о.
а.о.
q, т Кп,i Кн,i эф.н,i n , т/м №скв.
h, м Q, тыс.т кровли, м Насыщение подошвы, м Пересчетный коэффициент Запасы на 25 га Плотность нефти Линейные запасы 1принятой эксплуатационной сетке (например, 25 га/скв). В рассматриваемом примере Qn - удельные запасы на 25 га (Qn = qn * 250) тыс.т Qn = 2.13 * 250 = 532.5 тыс.т 3. Строится график зависимости Qn= (hэф.н,n) по всем скважинам массива (рис.3).
Рис. 3. График зависимости удельных запасов (Qn) от hэф.н,n На графике строится линия тренда и рассчитывается уравнение тренда, для которого оценивается значение коэффициента детерминации R2 (в нашем случае равно 0.95). Уравнение регрессии имеет вид линейного уравнения с одной переменной Qср,n = Аhэф.н,n + В, где А и В - коэффициенты уравнения 4. Используя среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины для залежи из отчета по подсчету запасов (из утвержденной ГКЗ таблицы подсчета запасов), по уравнению регрессии рассчитывается среднее значение запасов (Qср,n) на условную среднюю скважину при единичной площади (в нашем случае 25 га). Например, при среднем значении hэф,н,n = 4.9 м:
Qср,n = 50.26 * 4.9 - 38.45 = 207.8 тыс.т/скв.
5. Из той же таблицы подсчета запасов берется площадь залежи (S), и рассчитывается количество лучастков по 25 га (число лусловных скважин N = S [м2] / 250000 м2 = S [тыс.м2] / 250 [тыс.м2]).
Например, при площади 30 000 м2 число N лусловных скважин:
N = 30 000 / 250 = 16. Умножением среднего значения запасов Qср,n на число лусловных скважин получаем расчетное количество запасов Qнгз (Qнгз = Qср,n *N).
Qнгз = 207.8 120 = 24 936 тыс.т * 7. Сопоставляется расчетная величина запасов (Qнгз) с фактическими (утвержденными ГКЗ) в процентах и тысячах тонн.
Утвержденные начальные геологические запасы на месторождении составляют 22 849 тыс.т (из таблицы подсчета запасов).
Соответственно ((24 936 - 22 849) / 22849)*100% получается, что расхождение с утвержденными запасами составляет +2087 тыс.т, или 9.1%.
8. Таким образом, получена эталонная зависимость величин, отклоняющихся от эталона (запасов) рассчитанных по стандартной методике, применяемой в ГКЗ РФ не более чем на 15%, для дальнейших оперативных подсчетов запасов данного месторождения и для оценки запасов в пределах, выделенных для решения различных задач участков месторождения.
При высоком значении R2>0.85 и при отличии оцененных запасов по данной методике от принятых при подсчете запасов в районе 15% и менее, полученные эталонные зависимости можно применять для оценки запасов.
Непосредственно методика оценки запасов по эталонным зависимостям на вновь разбуренных участках или в пределах выделенных полигонов сводится к следующему:
1. На участке оценки запасов по скважинам находят среднее значение эффективных нефтенасыщенных толщин.
2. По выявленной зависимости для среднего значения эффективной нефтенасыщенной толщины определяется величина удельных запасов на скважину (Qср,n).
3. Оценивается площадь нового участка залежи (S).
4. Рассчитывается количество блоков по 25 га (число лусловных скважин N = S [м2] / 25 [га] = S [тыс.м2] / 250 [тыс.м2]).
5. Умножением значения удельных запасов на число лусловных скважин получаем расчетную величину запасов Qнгз (Qнгз = Qср,n * N).
Такая оценка запасов нефти была проведена на значительном количестве месторождений (более 50) Западной Сибири. Оценка погрешностей запасов между рассчитанными по предлагаемой методике и утвержденными ГКЗ запасами представлена в виде диаграммы (рис. 4). На рисунке видно, что статистически основная часть значений погрешностей лежит в пределах +10 - 5%. Гистограмма имеет смещение в область положительных значений, т.е.
преобладающим является некоторое завышение запасов на первые проценты относительно запасов утвержденных ГКЗ.
Различие с утвержденными ГКЗ запасами, которые в работе принимались за эталон, в среднем с учетом знака составляет +0.8%, без учета знака 4.2 % и не превышает 14 - 15%, т.е. находится в диапазоне погрешностей подсчета запасов по методикам, апробированным ГКЗ.
При применении данной методики для оценки прироста запасов в случае доразведки месторождений необходимо иметь регрессионную эталонную зависимость, построенную по ранее пробуренным скважинам, среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины по новым скважинам и прирост площади.
Рис. 4. Гистограмма распределения погрешностей оценки запасов.
Среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины не всегда корректно рассчитывать как среднее по скважинам. В ряде случаев необходимо вводить весовой коэффициент, учитывающий плотность расположения скважин.
На этапе разработки месторождения корреляционная зависимость при наличии карт эффективных толщин позволяет без специальных вычислительных процедур оперативно оценить запасы, например, в пределах разбуриваемого куста, участка залежи и т.д.
На основании проведенных исследований по методике экспресс-оценки запасов нефтяных залежей можно сделать вывод, что данная методика оценки запасов имеет достаточно высокую точность, статистически сопоставимую с точностью подсчета запасов методами, принятыми ГКЗ.
В результате выполненного анализа обосновано первое защищаемое положение: Метод оперативной оценки запасов нефти, основанный на устойчивых связях удельных запасов с эффективными нефтенасыщенными толщинами, позволяет дать оценку запасов УВ сырья на различных стадиях геологического изучения осадочных бассейнов.
Исследование зависимостей удельных запасов от эффективной нефтенасыщенной толщины для разведочных и эксплуатационных скважин Проведенный нами анализ достоверности выделения коллекторов по уравнению регрессии (Qn=Аhэф.н + В) показал, что точность выделения коллекторов в разведочных скважинах выше, чем в эксплуатационных.
Вероятно, это обусловлено тем, что в поисково-разведочных скважинах выделение коллекторов реализуется с использованием прямых качественных признаков, а в эксплуатационных обычно применяют либо косвеннокачественные, либо количественные критерии, имеющие более высокий уровень неопределенности.
Анализируя зависимости удельных запасов от эффективной нефтенасыщенной толщины для разведочных и эксплуатационных скважин видно, что по сравнению с разведкой в эксплуатационных скважинах значения удельных запасов занижены. Так, например, на графике (рис. 5) видно, что в эксплуатационных скважинах при запасах 0 эффективная нефтенасыщенная толщина 0.5 м. В большинстве случаев данное обстоятельство связано с тем, что в Западной Сибири коллектора в эксплуатационных скважинах обычно выделяют по граничным значениям метода альфа ПС (пс), который несколько завышает толщину. В разведочных скважинах такого не отмечается. Там по графикам ближе к нулю и толщина и запасы.
На графиках зависимости удельных запасов от эффективной нефтенасыщенной толщины разведочные скважины относительно равномерно распределены во всем массиве значений (рис.5) и, несмотря на небольшое их число, являются представительными статистическими выборками.
Рис. 5. Точечные диаграммы зависимости удельных запасов от hэф.н: снизу - по всем скважинам; слева сверху - только по эксплуатационным скважинами; справа сверху - только по разведочными скважинам.
Выявляются незначительные расхождения величин запасов, рассчитанных только по данным разведочных скважин, с запасами, полученными при учете всех скважин (разведочные и эксплуатационные). В то же время наблюдается закономерность: при проведении расчетов запасов только по разведочным скважинам, результаты оказываются более приближенными к утвержденным значениям (рис. 6).
Рис. 6. Гистограмма оценки погрешности запасов раздельно по всему массиву (синий цвет) и только по разведочным скважинам (красный). Красная линия показывает предельное значение погрешности запасов по требованиям ГКЗ (20%), а зеленая линия - по разработанной и рассматриваемой методике (15%) Таким образом, если разведочные скважины относительно равномерно распределены в массиве точек графиков, то погрешность оценки запасов по разведочным скважинам ниже, чем по суммарному массиву данных по всем скважинам.
Следует отметить, что не всегда разведочные скважины распределяются равномерно в общем массиве точек. Эти случаи редки, но пренебрегать ими не следует. На рис. 7 приведен пример по пласту ПК16, иллюстрирующий данное утверждение. На графике видно, что из четырех разведочных скважин, только одна попадает на линию тренда остальные три скважины лежат выше. Причем разведочные скважины расположены в пределах массива всей статистической выборки добывающих скважин. В этом случае и погрешность запасов по разведочным скважинам будет больше чем по всем скважинам, но при этом стоит обратить внимание, что даже в таком неравномерном распространении разведочных скважин, погрешность оценки запасов не превышает 20% и, соответственно, находится внутри диапазона погрешностей подсчета запасов по методикам, принятым ГКЗ. В процессе выполненного нами анализа подобные случаи были единичными.
На основе проанализированных многочисленных данных по разведочным и эксплуатационным скважинам по разным пластам на нескольких десятках месторождений Западной Сибири установлено, что зависимости, построенные по разведочным скважинам, позволяют с большей точностью оценивать запасы по сравнению с зависимостями, построенными по эксплуатационным скважинам.
Рис. 7. Пример неравномерного распределения разведочных скважин в массиве точек ( - разведочные скважины, - добывающие скважины).
Использование данных разведочных скважин оказывается более достоверным для оценки запасов УВ. При этом для построения зависимостей по разведочным скважинам используется значительно меньше скважин при более высокой результирующей точности оценок запасов. В связи с этим возникает вопрос об информативности и точности еще меньшего количества скважин. Особенно важен этот вопрос на ранней стадии разведки, когда необходимо оценить вероятное количество запасов, в пределах залежей, блоков и т.д.
Очевидно, что для того, чтобы построить зависимость удельных запасов от hэф.н, достаточно иметь скважины с высокими удельными запасами. Второй точкой линии уравнения регрессии является начало координат (Денисов С.Б, Попова Е.А, Зыкин М.Я, 2010г). Эта особенность зависимости позволяет даже на начальном этапе поисковых и разведочных работ по единичным скважинам с высокой степенью достоверности оценить вероятное количество запасов.
Наряду с вышеописанными исследованиями рассматривалось влияние на характер зависимости удельных запасов от эффективной нефтенасыщенной толщины принадлежности скважин к чистонефтяной и водонефтяной зонам (ЧНЗ и ВНЗ). Результаты исследований показали отсутствие влияния.
ГЛАВА 4 Угловой коэффициент (tg) как информативный параметр.
По предлагаемому методу экспресс-оценки запасов была выявлена и обоснована тесная связь удельных геологических запасов с эффективными нефтенасыщенными толщинами для локальных месторождений. Эта зависимость описывается линейным уравнением (2):
Qn =В + А hэф.н, (2) где Qn - удельные геологические запасы (т), hэф.н - эффективная нефтенасыщенная толщина (м), А и В - коэффициенты уравнения.
Коэффициент А - угловой коэффициент или тангенс угла наклона линии регрессии.
Коэффициент В - точка пересечения линии регрессии с осью удельных запасов - является не информативным для подсчета запасов, как правило, он связан некоторыми погрешностями первичных данных (упоминается выше).
В результате анализа эталонных зависимостей удельных запасов от эффективной нефтенасыщенной толщины по месторождениям Западной Сибири было установлено, что для пластов разного возраста (ПКin, АПin, и др.) зависимости удельных запасов от эффективной нефтенасыщенной толщины имеют линейный характер, но отличаются угловым коэффициентом.
Исследования показали, что значения тангенса угла наклона линии уравнения регрессии определяются литологическими и возрастными особенностями нефтегазоносных пластов (рис. 8). На основе этого, рассматриваемый коэффициент можно считать информативным параметром.
Геологический смысл которого заключается в том, что разным по возрасту и литологическому составу пластам соответствуют определенные углы наклона линий графиков.
Рис. 8. График эталонных зависимостей удельных запасов от hэф.н в отложения разного возраста (значения tg для групп пластов месторождений Западной Сибири: АП 46.0; ПК 39.7; АВ 31.3; БП 26.2; ЮВ 18.2 ; Ач 15.5) В ряде случаев при большом количестве скважин в группах пластов наблюдается разброс точек, который вероятнее всего связан с различными условиями седиментации на значительной площади месторождения.
Соответственно, в данном случае требуется дополнительная классификация.
Таким образом, зависимости удельных запасов от эффективных нефтенасыщенных толщин на территории Западной Сибири классифицируются нами по возрасту отложений, при этом тангенсы углов наклона линий регрессии имеют значимые различия (более 10%).
Даже в пределах одной возрастной группы (АП, БП, ПК и т.д.) к построению эталонных зависимостей следует подходить дифференцированно.
Это объясняется тем, что пласты изучаемых массивов одного возраста (стратиграфического объема) имеют различный литологический состав и структуру порового пространства, что связано с условиями седиментации, обусловленными определенными фациальными обстановками осадконакопления. На рис.9 приведены линии регрессии для континентальных, дельтовых, шельфовых, клиноформных отложений Западной Сибири.
Рис. 9. График эталонных зависимостей удельных запасов от эффективной нефтенасыщенной толщины в разных фациальных обстановках (для месторождений Западной Сибири).
Таким образом, угол наклона (или его функция) линии регрессии графиков зависимости удельных запасов от эффективных нефтенасыщенных толщин в возрастной группе отложений определяется фациальной обстановкой осадконакопления.
Материал, изложенный в главе 4, обосновывает второе защищаемое положение: Выявленные для территории Среднего Приобья закономерности (эталонные зависимости) изменения состава и строения осадочных толщ на основе разработанного метода, позволяют оперативно оценивать запасы нефти с достаточной для практики точностью, при погрешности относительно принятых ГКЗ РФ методов подсчета запасов не более 10-15%.
ГЛАВА 5 Особенности изменения тангенса угла наклона на площади.
Опираясь на вышеизложенные выводы, целесообразно провести анализ зависимости тангенса угла наклона от условий седиментации (фациальных обстановок). Решение данной задачи объективно возможно в плоскости региональных исследований одновозрастного интервала разреза. В качестве такого объекта были выбраны верхнеюрские отложения (группа пластов Ю11), которые являются самыми перспективными продуктивными подкомплексами Западной Сибири. В них выявлено более 500 залежей (более 6 млрд.т геологических запасов нефти), большая часть которых в настоящее время активно разрабатываются.
Пласт Ю11, вскрытый на многочисленных месторождениях Среднего Приобья Западная Сибирь, формировался в келловейском и оксфордском веках позднеюрского периода:
- в келловейском веке преимущественно в морской глубоководной части шельфа и в меньшей степени (юго-восточная часть) в мелководной и прибрежной, затапливаемой морем, равнине; источники сноса обломочного материала располагались преимущественно на юго-востоке от района исследования;
- в оксфордском веке в переходных условиях, на границе перехода прибрежной равнины, временами заливавшейся морем, к морской обстановке (мелководная часть шельфа и прибрежная зона); источники сноса обломочного материала располагались преимущественно на юге от района исследования;
Как отмечалось выше, тангенс угла наклона линии уравнения регрессии на графиках зависимости удельных запасов от эффективных нефтенасыщенных толщин определяется при прочих равных условиях возрастом пород, их фациальной принадлежностью. Поскольку фациальные обстановки для нефтенасыщенной толщи сменяются по латерали и не имеют резких границ между собой, то имеет смысл оценить распределение значений тангенса угла наклона в региональном плане и соответствие его значений фациальным обстановкам осадконакопления. Учитывая, что теоретически линии тренда имеют началом точку с нулевой толщиной и нулевыми запасами, то карты значений тангенсов угла наклона линии тренда являются совокупностью полученных эталонных зависимостей для количественной оценки запасов верхнеюрских отложений в выявленных или прогнозируемых скоплениях нефти. Для карт тангенса угла наклона по месторождениям Среднего Приобья Западной Сибири для пласта Ю11 были вынесены на план значения углового коэффициента, по которым была построена карта значений тангенса угла наклона на рассматриваемой площади (рис. 10-а). Статистика для построения этих карт была собрана по 35 месторождениям.
Оценка наличия связи тангенса угла наклона с региональным распределением месторождений, удельные запасы которых и свойства коллекторов определяются условиями осадконакопления, рассматривались и на наличие корреляции с песчанистостью и региональными литофациальными картами.
В нефтяной геологии принято считать, что коэффициент песчанистости более 0.7 соответствует породам с высокой связностью коллекторов (доля гидродинамически связанных коллекторов более 85%), которые формировались в средах с высокой энергией переработки обломочного материала.
Коэффициент песчанистости 0.7 - 0.5 соответствует породам с невысокой связностью - прерывистые коллекторы. Сильно прерывистым коллекторам соответствуют значения коэффициента песчанистости 0.3 - 0.5. Тип пород с коэффициентом песчанистости менее 0.3 соответствует не связанным коллекторам, залегающим в виде отдельных линз. Распределение песчанистости на изучаемых территориях соответствует определенным обстановкам осадконакопления. Эти связи подробно описываются в монографиях по седиментологии, например, в работе (Х.Рединг, 1990).
а б Рис.10. а - карта изменения тангенса угла наклона для пластов Ю11 Среднего Приобья.
б - карта значений коэффициента песчанистости.
Составила Котельникова Е.М., 2012.
На карте песчанистости (рис. 10-б), как и на карте значений тангенса угла наклона (рис. 10-а), выделяются три области повышенных значения параметра, связанных очевидно с направлениями потоков, по которым привносился обломочный материал в западном направлении. На построенных картах пространственно повышенные значения тангенса угла наклона соответствуют повышенным значениям пористости.
Таким образом, полученные результаты соответствия значений коэффициентов песчанистости и тангенса угла наклона подтверждают высокую эффективность параметра тангенса угла наклона для оценки количества запасов в связи с принадлежностью положения месторождений в разных фациальных зонах.
В основном картина такова, что чем выше коэффициент песчанистости, тем выше значение углового коэффициента, т.е. при одной и той же мощности удельные запасы нефти нарастают быстрее в тех случаях, когда имеется высокая связанность коллекторов.
На рис. 11 полученная информация на площади изучаемого участка группы месторождений Западной Сибири сведена на литологопалеогеографическую карту Нестеров И.И.). На карте видно наличие информационной связи литолого-палеогеографической, каротажной информации (коэффициент песчанистости) и значений тангенса угла наклона, что подтверждает с высокой степенью достоверности наличие связи значений тангенса угла наклона с фациальными обстановками осадконакопления и возможность использования карт тангенса угла наклона в качестве эталонных зависимостей для количественной оценки запасов новых месторождений и при доразведке уже открытых месторождений.
Особенностью изменения значений тангенса угла наклона на площади для отложений одного возраста является их хорошая корреляция с качеством коллекторов и принадлежностью их к фациальным обстановкам, что позволяет, опираясь на законы седиментологии, более обоснованно интерполировать значения картируемого параметра между дискретными точками наблюдений (месторождениями) и более обосновано прогнозировать на количественном уровне потенциальные возможности перспективных областей и доизучаемых блоков открытых месторождений.
Рис.11. Сводная карта исследуемых геолого-физических параметров: наличие информационной связи литолого-палеогеографической карты с картой значений тангенса угла наклона (рис.10-а) и с картой коэффициентов песчанистости (рис.10-б).
Составила Котельникова Е.М. на основе карты Нестерова И.И. (Атлас литолого-палеогеографических карт юрского и мелового периодов Западно-Сибирской равнины) Таким образом:
1) Эталонные зависимости удельных геологических запасов от эффективных нефтенасыщенных толщин можно использовать для прогноза потенциальных запасов месторождений нефти при региональных исследованиях.
2) Методика базируется на установленных связях тангенса угла наклона линии уравнения регрессии запасы - эффективные толщины пород одного возраста с литофациальными обстановками осадконакопления, которые оцениваются по региональным лито-фациальным и палеогеографическим картам.
3) Методика применима для отложений с установленной региональной нефтепродуктивностью.
4) Установленные закономерности (эталонные зависимости) в отложениях пласта Ю11 Среднего Приобья позволяют провести количественную оценку запасов в пределах структур, выявленных по данным сейсморазведки 5) Полученные карты можно использовать для формирования эталонных зависимостей для оценки запасов месторождений при региональных исследованиях.
Значительная часть коллекторов нефтяных месторождений во всем мире сосредоточена в континентальных, дельтовых, шельфовых и клиноформных отложениях, различных возрастных датировок (нефтегазоносный бассейн Мексиканского залива, часть бассейна включает шельф, континентальный склон и абиссальную равнину с глубиной дна до 4 км; Северо-Китайский нефтегазаносный бассейн, в котором наиболее продуктивны дельтовые отложения; Оринокский нефтегазоносный бассейн, расположенный на востоке северной окраины Южно-Американского континента в пределах Восточной Венесуэлы, южной части материка Тринидад и прилегающей части Атлантического шельфа; бассейн Персидского залива; Алжиро-Ливийский нефтегазоносный бассейн и др.).
Поэтому применение рассматриваемой методики можно считать целесообразным и актуальным для оценки запасов и перспективных площадей в пределах крупных нефтегазоносных бассейнов.
Результаты исследований, приведенные в главе 5 обосновывают третье защищаемое положение: Установленные тесные связи значений тангенса угла наклона линии уравнения регрессии эталонных зависимостей удельных запасов от эффективных нефтенасыщенных толщин с условиями осадконакопления и литофациальными зонами по Среднему Приобью позволяют проводить достоверную прогнозную оценку запасов потенциальных месторождений в пределах крупных региональных (тектонических) структур.
Заключение В итоге проведенной работы получены следующие основные результаты:
1. Предлагаемая методика позволяет оперативно оценивать запасы с достаточной для практики точностью: погрешность относительно утвержденных запасов не превышает 15%.
2. На месторождениях, не обеспеченных в достаточной мере петрофизическими данными, можно использовать наборы эталонных зависимостей в качестве возрастных аналогов при оценке запасов.
3. Выделен новый информационный параметр для оперативной и экспертной оценки запасов - угол наклона (угловой коэффициент) линии регрессии графиков зависимости удельных запасов от эффективных нефтенасыщенных толщин.
4. Сопоставление распределения значений тангенса угла наклона линии регрессии по территории Среднего Приобья с литолого-палеогеографическими картами и картами песчанистости показывает четкую зависимость значений этого информационного параметра с фациальными обстановками осадконакопления. На основе этого можно создавать и использовать эталонные зависимости для оценки запасов при региональных исследованиях.
Основные положения диссертационной работы изложены в следующих публикациях:
1. Денисов С.Б., Котельникова Е.М. Подсчет начальных геологических запасов методом экспресс-оценки запасов нефтяных залежей на примере крупного нефтегазового месторождения ЯНАО. Журнал Вестник РУДН, №2, 2012, с.107-111.
2. Котельникова Е.М. Результаты опробования алгоритма подсчета начальных геологических запасов по методу экспресс-оценки на месторождениях Среднего Приобья. Тезисы VI Международной научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых Молодые - наукам о Земле. РГГРУ.
Москва, 203. Денисов С.Б., Попова Е.А., Зыкин М.Я. Методика экспресс-оценки запасов нефтяных залежей. Журнал Нефтяное хозяйство, №4, 2010. С. 64-66.
4. Денисов С.Б., Котельникова Е.М. Прогноз геологических запасов нефти при региональных исследованиях. Журнал Вестник РУДН, №1, 2013 (в печати) 5. Денисов С.Б., Котельникова Е.М. Методика оценки запасов через значения эффективных нефтенасыщенных толщин. Журнал Вестник РУДН, №1, 20(в печати).
Диссертант Котельникова Е.М.
____________________________________________________________________ Отпечатано в ОАО ВНИИнефть, 127422, Москва, Дмитровский проезд, Формат 60х84/16, усл.печ.л. 1,75, тираж 100 экз., заказ № ____________________________________________________________________
Авторефераты по всем темам >>
Авторефераты по земле