Full Text

Введение Положение флюидального контакта - один из основных параметров подсчета запасов и оценки ресурсов залежи. Данный критерий контролирует объем залежи, распределение нефтенасыщенных толщин в пласте. Тем не менее определение достоверного положения контакта - сложная задача. Часто исследователю приходится сталкиваться с недостаточностью исходных данных. Существует два уровня неопределенности при учете этой границы. Первый связан с определением степени заполнения ловушки подготовленной структуры. Чем ниже будет здесь неопределенность, тем более корректно мы оценим ресурсы и, следовательно, экономическую рентабельность освоения. Второй момент связан с открытыми месторождениями, с залежами, имеющими условный подсчетный уровень (УПУ). Чаще всего УПУ обосновывается при открытии новых залежей или месторождений, в условиях ограниченного фонда скважин. Запасы между условным подсчетным уровнем и истинным положением контакта являются объектом доизучения в процессе доразведки или разработки месторождения. Уменьшение неопределенности позволит более точно смоделировать нефтенасыщенный объем залежи и, как следствие, правильную работу скважин при адаптации геологической модели по истории разработки. Таким образом, актуальным является расчет статистических моделей, уменьшающих неопределенность положения водонефтяного контакта (ВНК) при оценке ресурсов подготовленных структур и уточнении отметки ВНК залежей открытых месторождений. Для этого составлена база данных месторождений и проведен анализ достоверности определения ВНК. Изучено геологическое строение и определены критерии, влияющие на положение контакта. Разработаны геолого-математические модели для прогноза положения ВНК, позволяющие повысить его достоверность. Объект исследования За объект изучения принят северный склон Башкирского свода (БС), расположенный на юге Пермского края. Он характеризуется повсеместно доказанной промышленной нефтеносностью и высокой степенью изученности, что позволило составить базу данных с представительной выборкой для проведения расчетов. БС - положительная тектоническая структура первого порядка Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Его склоны ограничены с северо-запада и севера Верхнекамской впадиной и Бабкинской седловиной, с северо-востока и востока - Бымско-Кунгурской моноклиналью. Размеры в пределах Пермского края с запада на восток составляют 145 км, максимальная ширина - 66 км. По тиманской поверхности в пределах западной половины свода обособляются четыре средних структурных элемента: Куединский вал, Москудьинский вал, Дубовогорская структурная терраса, Татышлинский выступ и Чернушинская валообразная зона [1, 2]. Основной фактор, определяющий закономерности размещения скоплений углеводородов, - структурно-фациальный. Закономерности распределения нефтегазоносности большей части продуктивного разреза предопределены развитием внутриформационной Камско-Кинельской системы прогибов [3, 4]. Залежи углеводородов размещаются в структурах облекания рифовых сооружений, в телах рифогенных массивов, а также во внутренних зонах впадин. Для региона характерно многообразие типов ловушек нефти и газа [5, 6]. Нефтегазогеологическое районирование (НГГР) основано на совмещении схемы тектонического строения территории со схемой формационной зональности верхнедевонско-турнейских отложений. В пределах БС выделяются две нефтегазоносные области и три связанных с ними района (рис. 1): 1) область Камско-Кинельской системы прогибов (ККСП), район Юго-Восточного борта ККСП (2Г), входящие в него зоны: Москудьинская (2Г1), Куединская (2Г2), Чернушинская (2Г3), и район Шалымско-Калининский (2Б), зона Капканская (2Б5); 2) область юго-восточного позднедевонского палеошельфа (внешняя прибортовая зона ККСП), район Атерско-Высоковский (3А1), относящиеся к нему зоны Енапаевская (3А1), Саварская (3А2) [3]. В разрезе БС выделяется 6 нефтегазоносных комплексов (НГК) с доказанной продуктивностью: каширско-гжельский карбонатный, верейский терригенно-карбонатный, верхневизейско-башкирский карбонатный, визейский терригенный, верхнедевонско-турнейский карбонатный и девонский терригенный. Анализ неопределенности положения флюидального контакта Для определения закономерностей по месторождениям БС составлена база по основным промышленным НГК. В нее включены следующие параметры: координаты, данные районирования (тектоническое, зоны ККСП, нефтегазогеологическое), основные структурные элементы и неопределенности их определения, данные о наличии литологических замещений и тектонических нарушениях [7-9]. База данных включает в себя более 700 залежей нефти. По каждой залежи проведен анализ определения ВНК, утвержденных в ФБУ «Государственная комиссия по запасам», т.е. на основе исходных данных оценено определение ВНК и условных подсчетных уровней (УПУ). Под УПУ понимается граница, принимаемая по наиболее низкой установленной отметке подошвы нефтенасыщенного пласта-коллектора. Чаще всего УПУ обосновывается при открытии новых залежей или месторождений, в условиях ограниченного фонда скважин [10]. Запасы между условным подсчетным уровнем и истинным положением контакта являются объектом доизучения в процессе доразведки или разработки месторождения. Как оказалось, более 50 % залежей БС, попавших в базу данных, имеют УПУ. Данные залежи были классифицированы на группы по величине неопределенности в определении ВНК: · 1-я группа - залежи с неопределенностью до 5 м (10 % залежей БС); · 2-я группа - залежи с неопределенностью более 5 м (30 %); · 3-я группа - залежи с неопределенностью, которую не выразить количественно, так как достоверно не определена кровля воды (14 %). В результате выявлены недоучет запасов и ресурсов на балансе добывающих и государственных организаций и возможность дальнейшего прироста при переоценке запасов. Высокую неопределенность положения контакта 2-й и 3-й группы имеют 44 % залежей БС. Распределение залежей по НГК представлено в табл. 1, где отображена продуктивность отложений относительно зон ККСП. Основная нефтеносность связана с визейским (376 залежей) и верхнедевонско-турнейским (222 залежи) НГК. При этом залежи наиболее часто приурочены к зонам бортовых построек (475 залежей), представленным во всех НГК, и внешней прибортовой (205 залежей). Таблица 1 Распределение залежей Башкирского свода по НГК и по зонам ККСП Зона ККСП Нефтегазоносный комплекс Всего каширско-гжельский верейский верхневизейско-башкирский визейский верхнедевонско-турнейский девонский Бортовых построек (БП) 16 34 44 250 87 44 475 Внешняя прибортовая (ВШБ) - 3 1 85 110 6 205 Органогенных банок (ОБ) - - - 27 24 - 51 Внутренняя прибортовая (ВТБ) - 2 4 14 1 4 25 Всего 16 39 49 376 222 54 756 Таблица 2 Процентное количество залежей НГК с неопределенностью 2-й и 3-й групп Зона ККСП Нефтегазоносный комплекс каширско-гжельский верейский верхневизейско-башкирский визейский верхнедевонско-турнейский девонский Кол-во УПУ 2-й и 3-й групп, % 50 35 30 34 64 45 Наибольший процент залежей 2-й и 3-й групп относится к карбонатным НГК, что связано со сложностями в установлении характера насыщения по данным геоинформационной системы без подтверждения данными испытаний (табл. 2). Верхнедевонско-турнейский НГК, являющийся одним из главных для БС, имеет наибольший процент залежей с принятыми условными подсчетными уровнями, в которых неопределенность положения контакта составляет более 5 м. Определение основных закономерностей и расчет статистических моделей для верхнедевонско-турнейского карбонатного НГК В работе рассмотрен верхнедевонско-турнейский НГК как один из главных НГК региона, имеющий более равномерное распределение промышленных скоплений по площади БС. К нефтеносным относятся пласты: турнейский (Т), фаменский (Фм), франский (Фр). Промышленные скопления наиболее часто располагаются в верхней части верхнедевонско-турнейского НГК под региональной покрышкой и представлены пластово-массивным и массивным типами (пласт Т). В пределах комплекса наблюдаются зональные особенности, связанные с ККСП. Так, этаж нефтеносности для зоны бортовых построек (соответствует зонам НГГР - 2Г1, 2Г2, 2Г3) характеризуется наличием 1-2 продуктивных пластов в верхней части комплекса, что соответствует пласту Т - синие области карты (рис. 2) [11-13]. Внешняя прибортовая зона ККСП (зона НГГР - 3А1) имеет более мощный этаж нефтеносности и высокую расчлененность. Количество продуктивных пластов в разрезе ВШБ достигает 6 (в среднем 4), здесь уже продуктивными являются пласты Т, Фм и Фр - оранжевый и красный цвета карты (см. рис. 2). Для ВШБ при более широком этаже нефтеносности в пределах комплекса характерно наличие малоамплитудных ловушек (до 35-40 м) с вариацией коэффициента заполнения (Kз.л) в широких приделах (от 0,1-0,9), тогда как для БП Kз.л остается, как правило, в верхних пределах - 0,65-0,85 (рис. 3, а, б). Высота ловушки состоит из абсолютной отметки ВНК и высоты свода ловушки. Для изучения закономерностей изменения ВНК построены линейные модели (рис. 4, а), которые показывают, что БШ и ВШБ находятся практически в одной линейной связи между отметками ВНК и отметками свода поднятия. Зоне БП соответствуют наиболее высокие гипсометрические отметки свода и ВНК. Отличие двух зон по уравнениям между БП и ВШБ связано с незначительным изменением углового коэффициента 1,07 и 0,77 и свободного члена: ВНК_БП = -322,64 + 0,77 ∙ Hmax; ВНК_ВШБ = 87,36 + 1,07 ∙ Hmax, где Hmax - абсолютная отметка свода. В выборке БП существуют два поднятия, не укладывающиеся в данные модели [3]. Для более детального ранжирования разделим залежи по зонам НГГР. Это позволяет нам сказать, что выпадающие залежи относятся к Москудьинской зоне НГГР (2Г1) и характеризуются отдельной зависимостью (рис. 4, б). Данный факт свидетельствует о необходимости построения более детальных статистических зависимостей с использованием зоны НГГР для расчета итоговых моделей прогноза ВНК. На рис. 4, а видно, что выборка хорошо статистически разделяется по элементам ККСП на отдельные модели. Полученные модели имеют высокие и значимые коэффициенты корреляции 0,82 и 0,97. По результатам анализа данных прослеживается разделение залежей БС по зонам ККСП и, соответственно, зонам НГГР. Для определения закономерностей изменения по площади в декартовой системе и построения геологических моделей введена квадратичная функция поверхности в координатах X и Y по следующей формуле: Z = X + Y + X · Y + X2 + Y2. Изменения поверхностей водонефтяных контактов для пласта Т по зонам НГГР представлены на рис. 5. На поверхностях хорошо видны региональные наклоны: моноклинальное погружение в направлении Предуральского прогиба (Енапаевская зона - 3А1), более амплитудное погружение на западе к Верхнекамской впадине (Москудьинская зона - 2Г1) и в центральной части к Бабкинской седловине (Куединская зона - 2Г2). Анализ поверхности контактов показывает, что в различных зонах НГГР ВНК ведет себя по-разному. Это позволяет нам выполнить разделение выборки по зонам НГГР для учета не только формационного признака, но и тектонического развития, поскольку каждая из зон имеет свой угол погружения контакта. Полученные зависимости положения ВНК от параметра Z имеют высокие коэффициенты корреляции - от 0,85 до 0,99 (рис. 6), уравнения статистически значимы. Зависимости являются обратными и показывают уменьшение отметки ВНК относительно горизонтальной поверхности Z. Анализ показывает, что ВНК систематически снижается в направлении Предуральского прогиба. Однако степень изменения отличается по каждой зоне [14-16]. Таблица 3 Регрессионные модели погружения контакта. Пласт Т1 Зона НГГР Уравнение r p 2Г1 ВНК = 77595,763 - - 18,926∙Z/1010 -0,85 0,0649 2Г2 ВНК = 8642,7951 - - 2,3556∙Z/1010 -0,87 0,0000 2Г3 ВНК = 2903,6154 - - 0,983∙Z/1010 -0,91 0,0003 3А1 ВНК= 9337,97 - - 2,4976∙Z/1010 -0,99 0,00005 3А1’ ВНК= 8265,4641 - - 2,2624∙Z/1010 -0,93 0,00002 П р и м е ч а н и е : r - коэффициент корреляции, p - уровень статистической значимости. Для получения более обоснованных моделей Енапаевская зона 3А1 по полученным зависимостям была дополнительно разделена на две: северную 3А1 и южную 3А1¢ части. Разделение было выполнено по изменению поверхности ВНК и анализу полученных распределений, определенных по зависимости (см. рис. 6). В моделях установлены более высокие коэффициенты корреляции (r = -0,99 и r = -0,93). Полученные регрессионные уравнения показывают (табл. 3), что зависимости имеют одинаковую направленность, свободный член уравнений изменяется для четырех моделей (2Г1, 2Г2, 3A1, 3A1¢) незначительно от 9337,97 до 77595,769, и только уравнение для 2Г3 имеет свободный член 2903,6154. Степень погружения контакта разная, например, для зоны 3ГЗ она небольшая, на что указывает угловой коэффициент уравнения, равный 0,98. Более крутой наклон соответствует зоне 2Г1, угловой коэффициент данного уравнения составляет 18,926. В табл. 3 приведены регрессионные уравнения погружения флюидальных контактов. Заключение Во время выполнения работы собран материал по всем залежам нефти БС. Проведен анализ состояния ресурсной базы. Выявлен высокий процент залежей с неопределенностью положения ВНК (44 % залежей с УПУ - 2-я и 3-я группы по неопределенности), что делает актуальным вопрос поиска зависимостей для нахождения положения контакта. Рассмотрено геологическое строение верхнедевонско-турнейского НГК и подтверждена его связь с ККСП. Полученные регрессионные уравнения регионального ВНК для турнейского пласта учитывают особенности строения изучаемой территории. Данные уравнения при минимальном количестве параметров позволяют осуществлять прогноз положения флюидального контакта при оценке ресурсов выявленных и подготовленных структур и уточнении границы подсчета для промышленных залежей с УПУ. Более точное определение положения контакта даст возможность повысить достоверность геологической модели, уточнить геометризацию залежи, нефтенасыщенный объем, позволит грамотно адаптировать геологическую модель по истории разработки, а также для работающих месторождений распределить остаточные запасы. В дальнейшем предполагаем изучить связи изменения ВНК с другими геологическими характеристиками пласта и разработать критерии оценки достоверности.

About the authors

Daria V. Luzina

Author for correspondence.
Email: dasha-luzina@yandex.ru
29 Sovetskoi Armii st., Perm, 614066, Russian Federation

Engineer of 2nd category of the Reserves Estimation Department

Denis V. Potekhin

Email: Denis.Potekhin@pnn.lukoil.com
29 Sovetskoi Armii st., Perm, 614066, Russian Federation

PhD in Engineering, Head of the Department of Geological Modeling and Reserves Estimation

References

Statistics

Views

Abstract - 267

PDF (Russian) - 63

Refbacks

• There are currently no refbacks.