Разработка метода экспресс-оценки начальных геологических запасов нефти: на примере месторождений Западной Сибири тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, кандидат геолого-минералогических наук Котельникова, Елена Михайловна

• Котельникова, Елена Михайловна
• кандидат геолого-минералогических наук
• 2012

Оглавление диссертации кандидат геолого-минералогических наук Котельникова, Елена Михайловна

Обозначения и сокращения.

Введение.

Глава 1. Краткие сведения о методах подсчета запасов.

Глава 2. Факторы, влияющие на погрешность подсчета запасов.

Оценка точности подсчета запасов.

Глава 3. Исследование факторов, определяющих удельные запасы нефти.

3.1. Исходные данные для проведения исследований.

3.2. Зависимость удельных запасов от эффективной нефтенасыщенной толщины.

3.3. Зависимость удельных запасов от значений коэффициента пористости.

3.4. Зависимость удельных запасов от значений коэффициента нефтенасыщенности.

3.5. Методика оценки запасов через значения эффективных нефтенасыщенных толщин.

3.6. Количественная оценка достоверности предлагаемой методики подсчета запасов.

3.7. Исследование зависимостей удельных запасов от эффективной нефтенасыщенной толщины для разведочных и эксплуатационных скважин.

3.8. Оценка минимального количества скважин, необходимых для оценки запасов.

3.9. Исследование зависимостей удельных запасов от эффективной нефтенасыщенной толщины в ЧНЗ и ВНЗ.

Глава 4. Угловой коэффициент О^а) как информативный параметр.

4.1. Геологический смысл углового коэффициента.

4.2. Особенности зависимости удельных запасов от эффективной нефтенасыщенной толщины в отложениях разного возраста.

4.3. Особенности зависимости удельных запасов от эффективной нефтенасыщенной толщины в разных фациальных обстановках.

Глава 5. Особенности изменения тангенса угла наклона на площади.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка метода экспресс-оценки начальных геологических запасов нефти: на примере месторождений Западной Сибири»

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 20).

2. метод на основе цифровых геологических и фильтрационных моделей (ЗО).

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 [8, 28].

Основные задачи исследования.

1. Анализ факторов, определяющих удельные запасы нефти1

2. 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

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 (^а -угловой 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 (-90 залежей нефти) Западной

1 Удельные запасы нефти [7] - это запасы, приходящиеся на единицу площади в районе каждой скважины (в нашем случае на 25 га = 500x500м)

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 Ханты-Мансийского 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 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.

Личный 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 82 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. Кроме того 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.

Заключение диссертации по теме «Геология, поиски и разведка горючих ископаемых», Котельникова, Елена Михайловна

Выводы:

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 Ю]1 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.

Анализ мировых нефтегазоносных бассейнов показал, что значительная часть коллекторов нефтяных месторождений во всем мире сосредоточена в континентальных, дельтовых, шельфовых и клиноформных отложениях, различных возрастных датировок: Северо-Китайский, Мексиканского залива, Персидского залива, Оринокский, Сахаро-Ливийский л

Алжиро-Ливийский) нефтегазоносные бассейны и др .

Северо-Китайский нефтегазоносный бассейн расположен в восточной части Китая в центральной и южной частях Северо-Китайской равнины

Горная энциклопедия. — М.: Советская энциклопедия. Под редакцией Е. А. Козловского. 1984—1991. низовьях р. Хуанхэ) и в акватории Ляодунского и Бохайвань заливов Жёлтого моря. Площадь около 350 тысяч км .

Бассейн приурочен к восточной части Северо-Китайской докембрийской платформы. Фундамент сложен глубокометаморфизован-ными толщами кристаллических сланцев и гнейсов докембрийского возраста. Осадочный чехол представлен морскими терригенно-карбонатными отложениями рифея и нижнего палеозоя, морскими и континентальными породами верхнего палеозоя, преимущественно континентальными песчано-глинистыми угленосными (с прослоями вулканогенных) отложениями мезозоя, континентальными терригенными фациями кайнозоя преимущественно озёрного и флювиального генезиса.

Нефтегазоносны практически все стратиграфические подразделения. Основными продуктивными горизонтами являются: дельтовые и русловые песчаники миоцена, пласты флювиальных песчаников в озёрных глинах палеогена, трещиноватые карбонаты ордовика.

Озёрные глины олигоцена — региональный флюидоупор и основные нефтегазоматеринские породы. Основные промышленно-нефтеносные горизонты бассейна — прибрежно-озёрные и флювиальные отложения миоцена, перекрытые аргиллитами плиоцена. В палеоген-неогеновых дельтовых, русловых и озерно-флювиальных песчаных отложениях известно до 13 продуктивных горизонтов на глубине 2-3 км, иногда до 4.2 км. Разрабатывается около 50 месторождений и залежей.

Нефтегазоносный бассейн Мексиканского залива, располагается в пределах одной из крупнейших впадин земной коры, наиболее прогнутая часть, которой занята водами Мексиканского залива. Площадь около 2.5 млн.

О О км", в т.ч. на акватории 1.1 млн. км". Выявлено свыше 2000 нефтяных и газовых месторождений.

Нефтегазоносность связана с миоценовыми, палеогеновыми и меловыми, в меньшей степени плиоценовыми и юрскими отложениями. Коллекторами являются преимущественно песчаники для кайнозойских и известняки для меловых пород. Среди песчаников наиболее нефтепродуктивными являются дельтовые, прибрежно-морские типы отложений. На северо-западе нефтегазоносны песчаники и известняки карбона и ордовика. Большая часть месторождений нефти и газа связана с локальными поднятиями платформенного типа, солянокупольными структурами и зонами выклинивания песчаных отложений.

Нефтегазоносный бассейн Персидского залива расположен на территории Бахрейна, Иордании, Ирака, Юго-Западного Ирана, Катара, Кувейта, ОАЭ, Омана, Саудовской Аравии, большей части Сирии, юго-восточной Турции; включает Аравийский полуостров и акваторию

Персидского залива (карта); является одним из крупнейших в мире. Площадь

2 2 2.93 млн. км , в т.ч. около 290 тысяч км акватории.

Фундамент архейско-протерозойский. Осадочный чехол представлен отложениями от вендского до четвертичного возраста максимальной мощностью 10-12 км в наиболее прогнутой части бассейна и минимальной 22.5 км по его периферии. Палеозойский разрез преимущественно песчано-глинистый. Пермские, мезозойские, палеогеновые и нижнемиоценовые отложения представлены в основном карбонатными породами. В составе неоген-четвертичных отложений преобладают терригенные разности.

Приблизительно 3/4 разведанных запасов нефти приходится на мезозойские карбонатные породы. В юго-восточной части (на Аравийской плите) нефтеносными породами являются в большей степени пески и песчаники нижнего мела и в меньшей степени известняки верхней юры.

Оринокский нефтегазоносный бассейн расположен на востоке северной окраины Южно-Американского континента в пределах Восточной Венесуэлы, южной части материка Тринидад и прилегающей части

1 О

Атлантического шельфа. Площадь 223 тысяч км" (в т.ч. 86 тысяч км" акватории). Извлекаемые запасы нефти в бассейне оцениваются более чем в 5 млрд. т (по данным озвученным US Geological Survey 22 января 2010 геологические запасы оцениваются от 380-652 млрд. баррелей, или 60.4

103.6 млрд. м ). В нефтегазоносном бассейне известно более 250 нефтяных и 19 газовых месторождений.

Нефтегазоносный бассейн выполнен большей частью терригенными отложениями мезокайнозоя, мощностью свыше 9 км. Нефтегазоносны песчаники мелового, олигоцен-миоценового и плиоценового возраста. Месторождения многопластовые. Залежи пластовые сводовые, тектонически экранированные; литолого-стратиграфические — в русловых и дельтовых песчаниках, в зонах регионального выклинивания коллекторов.

Сахаро-Ливийский нефтегазоносный бассейн расположен на территории Алжира, Ливии, Туниса и Египта (включает Алжиро-Ливийский и Сахаро-Средиземноморский бассейны). Площадь около 2500 тыс. км2; начальные запасы нефти 8.6 млрд. т, газа 4.8 трлн. м . Нефтегазоносны отложения от кембрия до палеогена. Открыто более 250 нефтяных и газонефтяных и 60 газовых месторождений.

В Северном Алжире выделяется несколько нефтегазоносных бассейнов, которые значительно отличающихся друг от друга и тектоническим строением, и осадочным выполнением: Западно-Тельский, Южно-Тельский, Восточно-Тельский, Межатласский и Восточно-Атласский. Но, не смотря на различия, среди нефтепродуктивных терригенных пород выделяются фации дельтовых, русловых, континентальных и др. отложений.

Следует также отметить, что нефтяные компании США, Японии и стран Западной Европы затрачивают ежегодно несколько десятков миллиардов долларов на поиски новых месторождений, используя классическую последовательность действий и мероприятий. Применение разработанной и рассмотренной в данной работе методики может позволить прогнозировать запасы нефти с высокой степенью достоверности, используя данные уже существующих скважин и особенности пространственного изменения тангенса угла наклона линии регрессии.

Поэтому применение рассматриваемой методики можно считать целесообразным и актуальным для оценки запасов и перспективных площадей в пределах крупных нефтегазоносных бассейнов.

Третье защищаемое положение:

Установленные тесные связи значений тангенса угла наклона линии уравнения регрессии эталонных зависимостей удельных запасов от эффективных нефтенасыщенных толщин с условиями осадкоиакопления и литофациальными зонами по Среднему Приобыо позволяют проводить достоверную прогнозную оценку запасов потенциальных месторождений в пределах крупных региональных (тектонических) структур.

Заключение

В результате выполненных исследований можно сделать следующие выводы:

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 осадкоиакопления. На основе этого можно создавать и использовать эталонные зависимости для оценки запасов при региональных исследованиях.

Список литературы диссертационного исследования кандидат геолого-минералогических наук Котельникова, Елена Михайловна, 2012 год

1. Словарь по геологии нефти и газа. JL: Недра, 1988. -679 с.

2. Стасенков В.В., Гутман PLC. Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов. М.: Недра, 1989. -270 с.

3. Геологический словарь. М.: Недра, 1978.

4. Гутман И.С. Методы подсчета запасов нефти и газа. М.: Недра, 1985. -223 с.

5. Бжицких Т.Г. Подсчет запасов и оценка ресурсов нефти и газа. Томск, 2011.-263с.

6. Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. М.Недра, 1981. -453с.

7. Быков Н.Е., Максимов М.И., Фурсов А.Я. Справочник по нефтепромысловой геологии. М.: Недра, 1981. -525с.

8. Методические рекомендации по подсчету запасов нефти и газа объемным методом / Под ред. В.И. Петерсилье, В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко. Москва - Тверь: ВНИГРИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003. -258 с.

9. Борисенко З.Г., Сосон М.Н. Подсчет запасов нефти объемным методом. -М.: Недра, 1973. -176с.

10. Инструкция по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. М., 1984. -64 с.

11. М.Денисов С.Б., Попова Е.А., Зыкин М.Я. Методика экспресс-оценки запасов нефтяных залежей. Журнал «Нефтяное хозяйство», №4, 2010. С.64-66.

12. Пермяков И.Г, Шевкунов E.H. Геологические основы поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений. М.: Недра, 1971. -344с.

13. Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений/ Миннефтепром. М., 1987.

14. Рекомендации. Структура и организация проведения государственной экспертизы оперативного изменения состояния запасов углеводородного сырья (Приложение 1 к приказу ФГУ «ГКЗ» от 30.05.2011)

15. Билибин С. И., Лухминский Б. Е. Анализ погрешностей при оценке запасов нефти и газа // НТВ "Каротажник". Тверь: Изд. АИС. 2010. Вып. 3 (192). С. 37-45

16. Каналин В.Г., Вачин СБ., Токарев М.А. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология. М: Недра, 1997

17. Донцов K.M. Теоретические основы проектирования разработки нефтяных месторождений. М: Недра, 1965. -289 с.

18. Гришин Ф.А. Промышленная оценка месторождений нефти и газа / Ф. А. Гришин. М.: Недра. - 1975. -304 с.

19. Назаров Н. Г. Метрология. Основные понятия и математические модели. — М.: Высшая школа, 2002. -348 с.

20. Оценка точности определения параметров залежи нефти и газа.// Материалы семинара по проблемам маркшейдерского дела в нефтегазодобывающей промышленности.// г.Пермь, 14-16 октября 1963 г. -М.: Недра, 1965.-243 с.

21. Багаров Т.Ю., Велиева Э.Б. К исследованию погрешности оценки запасов нефти. //Журнал Азербайджанское нефтяное хозяйство, №5 1989

22. Комаров B.JI. Оценка коллекторских свойств песчаных пластов по данным «метода мощностей». Тр.УФНИИ, вып.11. JL: Недра, 1963.

23. Лобусев A.B. Интегральная оценка емкостных характеристик природного резервуара для подсчета запасов нефти и газа. Геология нефти и газа. №2 2001. С. 37-41.

24. Денисов С.Б., Котельникова Е.М. Подсчет начальных геологических запасов методом экспресс-оценки запасов нефтяных залежей на примере крупного нефтегазового месторождения ЯНАО. Журнал «Вестник РУДЫ» №2, 2012, с. 107-111

25. Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых, www.gkz-rf.ru

26. Владимиров И.В., Тазиев М.М., Хисамутдинов Н.И. "проблемы разработки водонефтяных и частично заводненных зон нефтяных месторождений", Москва, 2007 г.

27. Нестеров И.И., Кулахметов Н.Х. и др. Атлас и объяснительная записка к атласу литолого-палеогеографических карт юрского и мелового периодов Западно-Сибирской равнины в масштабе 1:5000000. Под ред. И.И. Нестерова. -Тюмень, 1976.

28. Нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирского бассейна /М.Я.Рудкевич и др. М.: Недра. 1988. -308 с.

29. Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39.0-110-01.

30. Обстановки осадконакопления и фации: В 2-х томах. Пер. с англ. /Под ред. X. Рединга. М.: Мир, 1990.

31. Методическое руководство по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата России. М.: ВНИИОЭНГ, 2000. 189 с.

32. Денисов С.Б., Котельникова Е.М. Прогноз геологических запасов нефти при региональных исследованиях. Журнал «Вестник РУДН», №1, 2013 (в печати)

33. Денисов С.Б., Котельникова Е.М. Методика оценки запасов через значения эффективных нефтенасыщенных толщин. Журнал «Вестник РУДН», №1, 2013 (в печати).