Содержание к диссертации
Введение
1. Трехмерное геологическое моделирование и его роль в решении задач нефтегазопромысловой геологии 11
2. Способы повышения качества построения трехмерных геологических моделей 24
2.1 Комплексирование разнородной геолого-геофизической информации 24
2.1.1 Понятие и проблемы комплексирования 24
2.1.2 Комплексирование сейсмической и геологической информации при прогнозировании коллекторских свойств пластов ПК].6 месторождения R 30
2.1.2.1 Краткая характеристика месторождения R 30
2.1.2.2 Создание куба прогнозной пористости по данным сейсмики 34
2.2 Разработка и адаптация алгоритмов моделирования 46
2.2.1 Состояние алгоритмической базы геологических моделей 46
2.2.2 Обоснование настроек алгоритма кригинг на основе вычислительного эксперимента 52
2.2.2.1 Алгоритм кригинг 52
2.2.2.2 Вариограммный анализ, как способ повышения точности геологических моделей 55
3- Методики создания трехмерных геологических моделей в условиях неоднородности и неравномерности геолого-геофизической информации 66
3.1 Учет зональности исходной информации при построении трехмерных геологических моделей 66
3.1.1 Методика зонирования геологической модели 66
3.1.2 Создание трехмерной геологической модели пластов ПК месторождения V Широтного Приобья Западной Сибири 76
3.1.2.1 Краткая характеристика месторождения V 76
3.1.2.2 Технология создания трехмерной геологической модели пласта ПК\.2 месторождения V 85
3.1.2.3 Выделение зон «неконтактных» запасов УВ 100
3.1.2.4 Подсчет запасов УВ на основе трехмерной геологической модели 113
3.3 Декластеризация исходных данных при построении и контроле качества трехмерных геологических моделей 119
3.3.1 Понятие декластеризации 119
3.3.2 Декластеризация исходных данных при создании модели литологии пласта АВ і месторождения X Широтного Приобья 126
3.3.2.1 Краткая характеристика месторождения X 126
3.3.2.2 Декластеризация исходных данных при создании модели литологии 131
Заключение 152
Список литературы 155
- Трехмерное геологическое моделирование и его роль в решении задач нефтегазопромысловой геологии
- Комплексирование сейсмической и геологической информации при прогнозировании коллекторских свойств пластов ПК].6 месторождения R
- Обоснование настроек алгоритма кригинг на основе вычислительного эксперимента
- Создание трехмерной геологической модели пластов ПК месторождения V Широтного Приобья Западной Сибири
Введение к работе
Актуальность проблемы. Развитие нефтегазовой промышленности России в последние годы происходит на фоне заметного ухудшения структуры запасов углеводородов, что связано со значительной выработкой многих уникальных и крупных высокопродуктивных месторождений, а также с открытием и вводом в разработку месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Все это определяет высокие требования к детальности и достоверности изучения геологического строения месторождений.
Основная проблема, с которой приходится сталкиваться на всех стадиях изучения геологического строения месторождений, является дискретность геолого-геофизической информации, ее значительное различие по точности, масштабу и степени охвата исследуемого объекта. В этой связи особенно актуальным становится вопрос о возможности построения детальных трехмерных геологических моделей, учитывающих весь объем имеющейся геолого- геофизической и геолого-промысловой информации, неоднородной по качеству и масштабу, неравномерно распределенной по площади и разрезу.
В настоящее время существует значительное число работ как отечественных исследователей - В.М. Александрова, В.А. Бадьянова, В.А.Белкиной, С.Р. Бембеля, С.И. Билибина, А.М. Волкова, В. А. Волкова, И.С. Гутмана, А. А. Дорошенко, К.Е. Закревского, С. А. Предеина, В.И. Пяткова, А.Н. Сидорова, В.М. Яковлева и др., так и иностранных - О. Дюбрюля, Л. Ко- сентино, Ж. Матерона и др., посвященных теоретическим и практическим аспектам трехмерного геологического моделирования.
Однако, до сих пор не решена проблема учета разнородной геолого- геофизической информации, различной по точности, масштабу и степени охвата исследуемого объекта при создании детальных трехмерных геологических моделей. Данная проблема требует разработки новых и усовершенствования существующих методик трехмерного геомоделирования.
Цель работы. Разработка методик учета разнородной геолого- геофизической информации, различной по точности, масштабу и степени охвата исследуемого объекта при создании детальных трехмерных геологических моделей.
Основные задачи исследования
-
Разработать методику создания детальных трехмерных геологических моделей при разной её точности и неравномерности распределения геолого- геофизической информации по площади и разрезу.
-
Усовершенствовать методику декластеризации исходных данных при различной плотности сети наблюдений.
-
Создать детальные трехмерные геологические модели пласта ПК1-2 месторождения V и пласта АВ11 месторождения X Широтного Приобья Западной Сибири с использованием разработанных и усовершенствованных методик.
-
На основе созданных детальных трехмерных геологических моделей выявить особенности геологического строения и пространственной структуры запасов изучаемых продуктивных пластов.
Объект исследования. Объектами исследования в работе явились газонефтяная залежь пласта ПК1-2 месторождения V Широтного Приобья, нефтяная залежь пласта АВ11 месторождения X Широтного Приобья Западной Сибири.
Фактический материал. В работе использована информация по 319 скважинам месторождения V и 280 скважинам месторождения X, а именно: координаты устьев, альтитуды, данные инклинометрии, ГИС и РИГИС. Для создания трехмерной геологической модели (3D ГМ) пласта АВ11 месторождения X привлекались результаты подсчета запасов углеводородов. Для создания 3D ГМ пласта ПК1-2 месторождения V дополнительно использовались результаты динамического анализа данных 3D сейсморазведки.
Научная новизна
1. Разработана итерационная методика создания детальных трехмерных геологических моделей на основании комплексирования геолого-геофизической информации при разной точности и неравномерности распределения по площади и разрезу.
2. Усовершенствована методика декластеризации исходных данных при различной плотности сети наблюдений за счет разработки алгоритма последовательного осреднения скважинных данных по минимальному расстоянию.
3. Созданы детальные трехмерные геологические модели пласта ПКі_2 месторождения V и пласта АВ11 месторождения X Широтного Приобья Западной Сибири с применением разработанных и усовершенствованных методик.
Защищаемые положения:
-
-
Разработанная методика создания детальных трехмерных геологических моделей основана на комплексировании разнородной геолого-геофизической информации при ее разной точности и неравномерном распределении по площади и разрезу. Методика предлагает способ детализации предварительной модели изучаемого объекта в зонах с наибольшей плотностью достоверной информации, выделенных в зависимости от полноты, качества, изменчивости и надежности прямой и косвенной геолого-геофизической информации. Методика позволяет получить итоговую модель, характеризующуюся отсутствием разрыва моделируемого параметра на границах зон.
-
Усовершенствованная методика декластеризации исходных данных при неравномерной сети наблюдений основана на использовании разработанного алгоритма последовательного осреднения скважинных данных по минимальному расстоянию. Методика повышает точность одномерных трендов и, как результат, трехмерных геологических моделей.
-
Созданные детальные трехмерные геологические модели пласта ПК1-2 месторождения V и пласта АВ11 месторождения X Широтного Приобья Западной Сибири (ЗС) позволили уточнить геологическое строение и пространственную структуру запасов этих пластов.
Практическая ценность и реализация. Разработанная автором модель пласта ПК1-2 месторождения V позволила выделить участки, характеризующиеся присутствием по разрезу выдержанных и протяженных глинистых перемычек в районе ГНК и ВНК, которые могут служить флюидоупорами. Выявленные особенности геологического строения данного пласта рекомендуется учесть при проектировании разработки нефти и газа на данном месторождении. Созданная автором модель пласта АВ11 месторождения X уточнила геологическое строение неразбуренных зон пласта. Достоверность трехмерной геологической модели подтверждена данными по вновь пробуренным скважинам.
Апробация результатов работы. Основные положения работы докладывались и обсуждались на 4 научно-практических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых Тюменского Государственного Нефтегазового Университета (2004-2007); на конкурсе студенческих научных работ им. В.И. Муравленко (г.Тюмень, 2005); на двух студенческих научных конференциях «Нефть и газ» (г.Москва, 2006, 2007); на конкурсе молодых ученых и специалистов ОАО «ЛУКОЙЛ» на лучшую научно-техническую разработку (г.Нижний Новгород, 2006); на региональном конкурсе студенческих научных работ (г.Тюмень, 2006); на Международной конференции EAGE (г.Тюмень, 2007); на Всероссийской конференции-конкурсе студентов (г.Санкт-Петербург, 2008); на Международном форуме молодых ученых «Проблемы недропользования» (г.Санкт-Петербург, 2008); на Всероссийской конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Новые технологии - нефтегазовому региону» (г.Тюмень, 2008); на XIV Международном симпозиуме им.акад. М.А.Усова «Проблемы геологии и освоения недр» (г.Томск, 2010); на XIV научно- практической конференции «Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала ХМАО - Югры» (г.Ханты-Мансийск, 2010).
Публикации
Результаты выполненных исследований отражены в 13 печатных работах, в том числе 3 - в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.
Объем и структура работы
Трехмерное геологическое моделирование и его роль в решении задач нефтегазопромысловой геологии
По объемам разведанных запасов жидких углеводородов (УВ) Россия занимает второе место в мире с долей порядка 15 %, по объемам разведанных запасов газа - первое (с долей 32 % мировых запасов) [55]. Добыча УВ ведется на территории 35 субъектов Российской Федерации.
Развитие нефтяной промышленности России в последние годы происходит на фоне заметного ухудшения структуры запасов УВ, что, в основном, связано со значительной выработкой многих уникальных и крупных высокопродуктивных месторождений и их высоким обводнением, а также открытием и вводом в разработку месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, приуроченными к коллекторам с высокой геологической неоднородностью, газонефтяным залежам, залежам с высоковязкими нефтями и аномальными условиями залегания.
К настоящему моменту начальные разведанные запасы нефти в целом по России уже выработаны более чем на половину. Структура остаточных запасов нефти в целом по стране характеризуется тем, что текущая добыча нефти на 77 % обеспечивается отбором из крупных месторождений, разработка которых ограничена периодом 8-10 лет. Перманентно увеличивается доля трудноизвле каемых запасов в средних и мелких месторождениях, составляющая для основных нефтедобывающих компаний от 30 % до 65 % [80]. Ухудшение качества запасов вызвало снижение средних дебитов новых скважин. Только за последние 10-15 лет этот показатель снизился по разным районам в 2 - 4 раза [63]. Все это, наряду с несовершенством методов вскрытия пласта и методов увеличения нефтеотдачи (МУН), привело к тому, что коэффициент нефтеизвлече-ния (КИН) стремительно падает, и по сравнению с показателями 60-х годов прошлого века, снизился в 1,5 - 2,0 раза [80].
В ближайшей перспективе стабилизирующую роль в нефтегазовой промышленности страны призваны играть новые провинции - Тимано-Печерская, Восточная Сибирь, шельф Каспийского и северных морей. Всего на Восток Сибири (включая Дальний Восток) к 2020 г. будет приходиться 15-20 % нефтедобычи в стране [96]. При этом главным центром добычи нефти в стране уже на протяжении более 50 лет продолжает оставаться Западно-Сибирская нефтегазоносная мегапровинция (НГМП) (включающая Тюменскую, Курганскую, Омскую, Новосибирскую, Томскую области, ЯНАО, ХМАО-Югра). За годы освоения в Западной Сибири открыто 974 месторождения, из которых 681 нефтяное и 293 газовых. В регионе добыто 68,2 % всей российской нефти и 93,1 % российского газа.
В динамике добычи нефти по месторождениям Западной Сибири выделяют пять основных периодов (рис. 1.1) [60, 96]: 1. Интенсивный рост добычи нефти в период с 1965 по 1979; 2. Замедленный рост добычи в период с 1980 по 1988 гг.; 3. Падение добычи нефти в период с 1989 по 1995 гг.; 4. Стабилизация и дальнейший подъем добычи в период с 1996 по 2007 г.; 5. Период, начавшийся в 2008 г, когда впервые за последние годы наблюдается незначительное снижение годовой добычи. За 2010 г. в Западной Сибири добыто 318 млн. т нефти [60].
Среди основных проблем, наблюдаемых в ходе разработки на месторождениях Западной Сибири, следует отметить снижение дебитов нефти по скважинам, как старого фонда, так и вновь пробуренным. На территории Югры за последние 10 лет наблюдается закономерное снижение дебитов нефти новых скважин с 47,0 до 36,3 т/сут, а так же снижение среднегодовой добычи нефти на работающую добывающую скважину с 4,6 до 3,9 тыс. т. [68].
На фоне падения дебитов по скважинам растет обводненность продукции, как результат грубых ошибок в ходе разработки месторождений - безмерного заводнения продуктивных пластов в результате интенсивной закачки. Согласно статистике на территории Югры обводненность продукции скважин после длительного периода роста стабилизировалась в 1993 г. на уровне 80 - 83 %, в 2004 г вновь начала расти и к настоящему моменту достигла отметки 87,2 % [68]. Согласно прогнозам аналитиков процесс снижения добычи в Западной Сибири будет продолжаться и дальше, являясь закономерным проявлением ряда причин: ухудшение сырьевой базы добычи УВ; несоблюдение недропользователями проектных технологических решений; несовершенство применяемых методов вскрытия пласта и МУН; ограниченное проведение исследований по изучению объектов и процессов разработки; несовершенная законодательная и нормативно-правовая база в области разработки месторождений. Преодоление падения и стабилизация добычи нефти является основной и самой главной проблемой на современном этапе освоения Западной Сибири. Одним из мероприятий, способных стабилизировать добычу нефти, является ускоренное освоение запасов нефти на неразрабатываемых месторождениях. Однако, как уже упоминалось ранее, оставшиеся запасы по качеству более трудоемкие и на их добычу потребуется больше усилий и финансовых затрат. Даже при самых благоприятных условиях с учетом времени, необходимого на подготовку проектной и разрешающей документации, работ по обустройству, строительству внутрипластовых и магистральных нефтепроводов, а также раз-буривания, добыча УВ из открытых, но неразрабатываемых месторождений распределенного и нераспределенного фонда, может оказать влияние на суммарную добычу по Западной Сибири не ранее, чем через 10-15 лет.
Комплексирование сейсмической и геологической информации при прогнозировании коллекторских свойств пластов ПК].6 месторождения R
Месторождение R расположено в северной части Пур-Тазовского междуречья Западно-Сибирской равнины и в административном отношении относится к Тазовскому району Ямало-Ненецкого автономного округа. Административный центр Тазовского района п. Тазовский расположен в ПО км к северо-западу от границы месторождения. Ближайший населенный пункт Тазовского района п. Тибейсале находится в 65 км к северо-западу (рис. 2.2). Рис. 2.2 Схема расположения месторождения R
В тектоническом отношении изучаемое месторождение расположено в пределах Русского вала, осложняющего северную часть Русско-Часельского мегавала Надым - Тазовской синеклизы Западно-Сибирской плиты . Структуры 1-го порядка: IX - Южно-Таймырская моноклиналь; XXXIII - Мессояхский пояс мегавалов; XXXIV Парусный мсгапрогиб; XXXVI Заладно-Ярудсйская впадина; XXXVII Нерутинская впадина; XLI - Нижнепурский мегалрогиб; XLII Хаырьяхинская моноклиналь; XLIV - Большехетская впадина; XLVI - Северо-Прабельская моноклиналь Структуры 11-го порядка: 59 Адер-Пакттский малый вал; 62 Западно-Хальмерпаютский малый вал; 63 - Юрхаровское КП; 64 Лымберасейский малый вал; 66 Ямбургское КП; 67 - Оликуминский малый вал; 68 - Песцовое КП; 70 - Тазовское КП; 72 - Русское КП; 7 3 - Южно-Русский малый вал; 76 Сузунский малый вал; 181 Юбилейное КП; 182 Центрально-Уренгойский малый вал; 184 - Пырейный структурный мыс; 185 -Ямсовейское КП; 277 - Тобольский малый вал, 278 - Кучемеї ьевский малый прогиб; 564 - Южно-Русскореченский малый прогиб; 708 - Геологическое КП; 710 - Промысловый малый вал; 804 - Самбургский структурный мыс
В стратиграфическом отношении разрез месторождения представлен отложениями Триасовой (7), Юрской (J), Меловой (К) и Четвертичной (Q) сие тем. Промышленная нефтегазоносность месторождения связана, в основном, с отложениями сеномана и приурочена к пластам Покурской свиты. Они и были объектом исследования.
Отложения покурской свиты на подстилающих породах залегают с размывом. Они сложены в основном песчаниками и алевролитами, неравномерно переслаивающимися с глинами. В разрезе свиты выделяются три толщи. В нижней толще развиты светло-серые, реже серые песчаники, в отдельных прослоях с зеленоватым оттенком, чередующиеся с темно-серыми, зеленовато-буровато-серыми глинами и алевролитами. Средняя толща сложена пачками глин и глинистых углистых алевролитов, чередующимися со светло-серыми песчаниками. В верхней толще наблюдается переслаивание мощных пластов песчаников, алевролитов и глин. Песчаники светло-серые, мелко- и разнозернистые, слюдистые, нередко каолинизированные, иногда с зернами янтаря и глауконитом. В глинах, обычно алевритистых и слабо слюдистых, встречаются стяжения и зерна пирита. Мощность глинистых пачек и пластов изменяется на коротких расстояниях от 0,5 - 2,0 до 25 м.
К верхней толще свиты приурочены продуктивные горизонты песков и песчаников ПК.6. Они разделяются отдельными, не выдержанными по простиранию глинистыми прослоями. Толщина песчаных пластов достигает 10-15 м, иногда 30 м. В них встречаются редкие прослои гравелитов и конгломератов. Для пород свиты характерно присутствие обугленного растительного детрита, в том числе крупного, а также линзовидных прослоев и пластов бурого угля. Количество последних значительно увеличивается в нижней, т.н. "угленосной толще" с пластами ПКі9-22 Сеноманская газонефтяная залежь изучаемого месторождения по своему геологическому строению исключительно сложная. Тектонические разломы амплитудой до 250 м делят залежь на блоки. Локализация скоплений нефти и газа в пределах этих блоков контролируется, главным образом, разрывными тектоническими нарушениями, а по периферии залежи - структурными прогибами и склонами. Глинистые разделы между пластами и пачками не выдержаны по площади и разрезу, часто опесчаниваются, поэтому проследить глинистые разделы от скважины к скважине уверенно невозможно. Это позволяет высказать предположение о наличии единого гидродинамического объекта. Однако для небольших по размерам блоков экранирующую роль могут играть глинистые пласты и пачки.
На структурной карте по сейсмическому отражающему горизонту «Г» территория месторождения разделена на 34 тектонических блока, 21 блок ограничен со всех сторон тектоническими нарушениями, 13 блоков раскрываются к крыльям структуры. В результате проведенных исследований на структуре выделено 14 блоков, содержащих 16 залежей. Двенадцать залежей являются газонефтяными, массивными, одна газонефтяная пластовая, две газовые массивные и одна - нефтяная массивная. Все залежи являются тектонически экранированными. Сеноманские отложения формировались при континентальной, а в заключительную стадию осадконакопления - прибрежно-морской обстановке.
Обоснование настроек алгоритма кригинг на основе вычислительного эксперимента
Алгоритм кригинг (АК) - геостатистический детерминированный интерполяционный алгоритм. Алгоритм позволяет учитывать цикличность и стационарность / нестационарность геологических полей на основе предварительного изучения изменчивости параметра методами вариограммного анализа. На практике же зачастую кригинг используется по умолчанию, т. е. построения производятся локальной интерполяцией по всем точкам наблюдения, что, как показано ниже, при редкой сети замеров значительно снижает точность ГМ. АК представляет собой метод локальной интерполяции, согласно которому значение Z(p) вычисляется как средневзвешенное известных значений Z, в ближайших скважинах [46, 45]: к Z(x) = I wi-Zi. (2.2) 1 = 1 Весовые коэффициенты Wj учитывают как расстояние между точками наблюдения, так и степень их разброса. Они определяются из эмпирической по-лувариограммы (ПВГ), которая вычисляется по формуле: к 1К ;=1 (2.3) где Z, — значение поля геологического параметра, взятое в точке і; Z{+h — другое значение, взятое через интервал h.
Основными элементами полувариограммы являются [47]: полудисперсия - откладывается по оси ординат; расстояние между сравниваемыми точками - откладывается по оси абсцисс; лаг (h) - интервал, на который увеличивается расстояние между сравниваемыми точками; порог - значение полудисперсии, при котором функция полувариограммы становится близка к const; ранг - расстояние, на котором функция полувариограммы становится близка к const. Расстояние, в пределах которого значения в исследуемых точках коррелируются между собой; наггет - случайная составляющая дисперсии измерений, которая определяет насколько велико различие значений параметра в близко расположенных точках. Основным элементом, который необходимо определить при настройке алгоритма кригинга, является ранг. Соотношение величин данного элемента в двух перпендикулярных направлениях определяет анизотропию моделируемого параметра. Кроме того, необходимо определить направление анизотропии тела в пространстве, которое описывается углом азимута (рис. 2.7).
ПВГ известна только в дискретном наборе точек, расположенных на расстоянии h. На практике ПВГ могут потребоваться для любых расстояний независимо от того, является ли оно кратным h или нет. Разработка рекомендаций по подбору оптимальных настроек алгоритма кригинг проводилась автором по результатам проведения вычислительного эксперимента. В качестве объекта исследования выступала модель двумерного поля описываемого уравнением: Z=60 SIN(X/1000) (2.4) На основе данного уравнения построена эталонная поверхность с шагом наблюдения 50 (рис. 2.10). Смоделированная поверхность по оси абсцисс (X) имеет ярко выраженный циклический, но нестационарный характер, по оси ординат (Y) - постоянное значение (разное для разных значений X). Изучение влияния параметров ПВГ на точность моделируемой поверхности проведено для трех случаев: 1. При регулярной сети и малом шаге наблюдений; 2. При регулярной сети измерений и увеличении шага между точками наблюдений; 3. При нерегулярной сети измерений. В первом варианте построено несколько поверхностей по регулярной сетке наблюдений с малым шагом - 200 м, при различных параметрах ПВГ. Список варьируемых параметров представлен в табл. 2.7. В общей сложности построено 24 полувариограммы. В качестве модельной ПВГ выбрана сферическая, описываемая уравнением: y(h) = с [1.5 h/a - 0.5 h3/a3] (2.5) Выбор сферической ПВГ в качестве эталонной обусловлен тем, что она характеризует плавное равномерное увеличение дисперсии между данными до определенного максимума. Это хорошо согласуется с основными характеристиками моделируемой поверхности.
Создание трехмерной геологической модели пластов ПК месторождения V Широтного Приобья Западной Сибири
Рассматриваемое нефтегазоконденсатное месторождение V открыто в 1974 г. В административном отношении оно входит в состав Нижневартовского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области и находится в 100 км от г. Нижневартовска (рис. 3.3). В тектоническом отношении исследуемый район приурочен к V структуре, расположенной в южной части Варьеганского малого вала, осложняющего Варьеганский крупный вал (рис.3.4). V структура имеет субмеридиональное простирание и по юрским отложениям осложнена рядом небольших куполов. Характерно наличие разрывных нарушений, преимущественно меридионального направления. Условные обозначения: - контуры месторождений нефти - автодороги с бетонным покрытием - железные дороги - нефтепроводы и станции перекачки - газопроводы - центральные товарные парки - газоперерабатывающие заводы - граница Тюменской области
Месторождения: 146 - Южно-Ярайнерсмое. 152 - Восточно-Покачевскэе 2. 173 - Южно-Вьшнтойское. 175 - Селивоникское. 177 - Повховское. 205 - Южно-Повховское. 210 - Южно-Сардаювское. 219 - Могутлорское. 220 - Рославльсное. 225 - Западно-Мугоглорское 3. 228 - Южно-Рославльсюе. 231 - Новоаганское. 233 - Чухлорское. 234 - Восточно-Покачёвское I. 239 - Щучье. 242 - Северо-Егурьяхское. 243 -Куррагансюе. 245 - Егурьяхское. 246 - Голевое. 247 - Южно-Ргурьяхсюе. 248 - Южно-Курраганское. 250 - Гуньегансное. 252 - Маюключевое 1. 254 - Большое-Самотпорское. 255 - Аганское. 258 - Восточно-Никатьское. 259 - Малочерногорское. 260 - Никольское. 261 - Западно-Аганское. 262 - Среднечерногорское. 263 - Черногорское 2. 266 - Maioe Южно-Агансмэе. 267 - Ершовое. 269 - Руфьеганское. 270 - Северо-Ватинскос. 272 - Южно-Аганское. 274 - Западно-Сороминское. 276 - Северо-Сороминское. 278 - Сороминское. 279 - Северо-Тарховсное. 280 -Южно-Тарховсыое. 281 - Западно-Тарховское. 283 - Западно-Пылинское, 284 - Пылинсюе. 289 - Северо-Ореховское 3. 291 - Северо-Ореховс-кое 2, 295 - Рямное. 296 - Хохловское. 297 - Северо-Ермаковское. 299 - Фобосское. 302 - Восточно-Ореховское. 303 - Чехлонейское. 346 - Варьегансное. 348 - Ваньегансюе. 349 - Айеганское. 356 - Восточно-Ватюнинское. 359 - Вонтерское. 367 - Западно-Варьеганское. 379 - Ининскос. 389 - Матоварьеганское. 391 - Новомолодежное. 393 - Маюключевое 2. 394 - Лорьеганское. 395 - Мыхлорское, 396 - Маюновогоднее. 409 - Северо-Варьеганское. 410 - Саем-Тахскос. 427 - Тагринсмэе. 432 - Ставропольское. 438 - Тюменское. 439 - Тульеганское. 452 - Эниторское. 454 - Южно-Варьегансюе. 455 - ЮжнсВэнгаггурское. 461 - Северо-Молатежное. 463 - Юж-но-Зниторское. 499 - Аригольское. 501 - Максим кинское. 506 - Ватюнинсиое. 512 - Узунское. 513 - Верхнечерногорское. 515 - Восточно-Охтеутхыое 32-Западно- Новомолодежное
Основными особенностями нефтегазоносности месторождения V являются: наличие большого числа продуктивных пластов по всему нефтегазоносному диапазону разреза осадочного чехла от васюганской свиты юры до покурской свиты верхнего мела - всего выявлено 59 залежей. Общая мощность продуктивной части в разрезе осадочного чехла достигает 1885 м; широкий спектр фазовых состояний залежей УВ - по разрезу месторождения выделяют нефтяные, нефтегазовые и газовые залежи; значительная сложность строения и высокая неоднородность большинства продуктивных пластов, обусловленная фациальной гетерогенностью соответствующих отложений. Больше половины запасов нефти и основная часть запасов свободного газа сосредоточены в продуктивных сеноманских пластах покурской свиты, а именно, пласте ПК\.2. Он и является объектом исследования в данной работе.
Покурская свита (Ki а2 - К2 al - s) венчает нижний отдел меловых отложений и захватывает низы верхнего отдела. Разрез свиты сложен неравномерным переслаиванием песков, слабосцементированньк песчаников, глин алевритистьк до алевритовых, глинистых известняков. В нижней части свиты песчаные породы более крепкосцементированные, глины аргиллитоподобные. Накопление этой части свиты происходило в условиях морских и прибрежно-континентальных фаций. Для пород покурской свиты характерен обильный растительный детрит, обугленные обрывки растений, линзы бурьк углей, включения и присыпки пирита, конкреции сидерита. На месторождении V к покурской свите приурочена самая крупная нефтегазовая залежь ПК].2. По кровле покурской свиты выделяется сейсмический репер "Г". Толщина покурской свиты составляет 689 -780 м. Возраст пород - верхнеапт-альб-сеноманский.
На месторождении V сеноманская залежь пластов ПК керном освещена наиболее полно. Отбор керна проводился в 26 скв. Вынос керна по всем скважинам пласта ПКі_2 составил 757,9 м. Весь имеющийся материал по отбору керна увязывался с каротажной характеристикой разреза. Согласно проведенному исследованиям керна разрез представлен терригенными породами, формировавшимися в условиях прибрежной части мелководного морского бассейна, аллювиальной равнины и, иногда, пресноводного бассейна. Общая направленность седиментации характерна для регрессии и уменьшения глубины морского бассейна. На этом фоне отчетливо выраженная, как правило, асимметричная цикличность осадконакопления свидетельствует о периодических переменах фациальных обстановок (прибрежно-морские, озерные и болотные, дельты, лагуны), связанных главным образом с изменением глубины бассейна.
Пласт ПКі_2 представляют собой единую гидродинамическую систему и на основании геолого-промысловых данных объединены единым контуром нефтеносности. В контуре нефтегазоносности пласта ПКі_2 находится более 470 скважин. Залежь по типу массивная, водоплавающая, большая часть залежи по площади и разрезу представлена газовой шапкой, нефтяная оторочка характеризуется малыми толщинами, нефть высоковязкая. Размеры залежи в целом 31,0 х 8,5 км, в том числе газовой части 24,5 х 7,5 км. При общей высоте залежи 95 м, высота газовой шапки 70 м Статистическая характеристика неоднородности пласта ПКі_2 представлена в табл. 3.1. Количество проницаемых прослоев пласта ПКі_2 в среднем - 26, прослои толщиной от 1,4 до 3,8 м, разделены глинистыми прослоями 0,9 - 2,5 м. Средняя толщина глинистых прослоев в разрезе скважин составляет 1,8 м. В основном пласт представлен 10-50 проницаемыми прослоями. Наибольшая расчлененность приурочена к склоновой части поднятия V, в этой области количество выделенных прослоев в интервале пласта составляет от 40 на востоке до 48 на западе. Сравнительно небольшая расчлененность приурочена к купольной части, а также на западе где количество прослоев в интервале пласта изменяется от 14 до 16. Одной из основных причин возникновения неоднородности отложений является изменчивость фациальной обстановки в период накопления осадков.
Похожие диссертации на Разработка методик трехмерного геомоделирования в условиях неоднородности и неравномерности геолого-геофизической информации : на примере месторождений Западной Сибири
-
