авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 | 2 ||

Моделирование и прогноз нефтегазоносности верхнемелового комплекса терско-сунженского нефтегазоносного района

-- [ Страница 3 ] --

На следующем шаге анализа, на примере Правобережного месторождения, средние значения нормированной вторичной пористости прослежены в зависимости от амплитуды скважины относительно свода складки (А). Зависимость описывается линейной функцией с высокой теснотой связи (r=0,884) – рис. 4. С увеличением амплитуды нормированная вторичная пористость растет. Прослежена зависимость между относительной пористостью и гипсометрией продуктивного комплекса (Г).

Анализ изменения пористости на структурах разной амплитуды и интенсивности показал, что на сто метров амплитуды в среднем градиент нарастания вторичной пористости увеличивается на 0,1. Эти и многие другие соотношения, и расчеты, выявленные в работе и опубликованные другими авторами, свидетельствуют о проявлении складкообразующих усилий на формирование вторичной пористости карбонатных коллекторов.

Виды связей, прослеженные на многочисленных скважинах всех структурно-тектонических зон НГР, позволяют выстроить их в единую систему взаимосвязи показателей емкостных свойств карбонатных пород верхнего мела и характеристик структурных ловушек природных резервуаров (морфологии, гипсометрии и структурно-тектонической позиции). Совместное преобразование уравнений связи:

Квт = а1·Кбл + в1;

Квт/Кбл = а2·А + в2; (6)

Квт/Кбл = а3·Г + в3.

приводит ко множественной вероятностной зависимости, значения коэффициентов которой меняется в связи с морфологическим типом структурной ловушки. Это выражение использовано для прогноза среднего уровня вторичной пористости по структурно-тектоническим показателям и дальнейшей детализации распределения емкостных свойств на каждой ловушке.

Для расчленения разреза продуктивного комплекса на интервалы разной степени проявления вторичной пористости и флюидонасыщенности и выявления наиболее оптимальных для вскрытия и опробования объектов - анализировался облик кривых КС, их реперов и аномалии, с целью выделения их однотипных последовательностей, их смены по разрезу; границы смены показателей будут признаками изменения режима вторичных преобразований.

На примере анализа кривой КС скважины 85 Брагунской, в разрезе верхнего мела выделяется пять интервалов возможной смены характера вторичных преобразований, отраженные на рис. 5. В рамках расчленения разреза первого уровня прослежено поведение относительного показателя Квтор.пор./Кблок.пор. по разрезу верхнемелового комплекса – рис. 6. Отчетливо проявилась цикличность изменения показателя, которая видна, в частности, по периодическому проявлению максимальных значений коэффициента превышения вторичной пористости (она больше блоковой в 1,5-3 раза). Сопоставление количества и границ циклов со стратиграфической и промысловой разбивкой существенно дополняет представление о распределении вторичной пористости.

Исследование положения интервалов перфорации и относительной нефтепродуктивности скважин, относительно цикличности пористости, использовано для выделения в скважинах месторождений и прогнозных площадей дополнительных перспективных интервалов для опробования.

Зависимости и изменения пористости, представленные выше, использованы как тренды при построении объемной модели пористости продуктивной толщи. На рис. 7 представлен один из видов визуализации объемной модели эффективной пористости верхнемелового комплекса Брагунской залежи - карты максимальных значений показателя. Построения выполнены средствами программного пакета DV SeisGeo. Карты максимальных значений по объемным моделям стали основанием для выделения зон залежей с повышенными плотностями запасов, которые могут обеспечить дополнительные отборы нефти.

В пятой главе проанализированы различные аспекты размещения характеристик скоплений нефти (УВ) во флюидодинамической системе природного резервуара верхнемелового нефтегазоносного комплекса. Статистика начальных геологических запасов нефти залежей (на 2008г.), представленная в виде распределения их по частоте и вероятности интервалов, свидетельствует об их асимметричной структуре, смещению вероятностей запасов в сторону мелких залежей. В целом, распределение не противоречит известным закономерностям количественного анализа запасов, закону о рядах величин запасов залежей УВ, обоснованным известным исследователем В.И.Шпильманом на представительном исходном материале. Оно также описывается обратной степенной функцией, параметры которой уточнены по сравнению с ранее проведенной оценкой, по последним данным.

 Другой вид статистического представления запасов приведен на рис. 8, где отражены-9

Другой вид статистического представления запасов приведен на рис. 8, где отражены упорядоченные по величине значения величин запасов. Анализ диаграммы свидетельствует, что начальные запасы самых крупных залежей Брагунской, Эльдаровской, Старогрозненской, Октябрьской, Правобережной, Северо-Брагунской наглядно группируются в дискретные интервалы значений (в млн.т.): 58-50; 31-23; средний показатель дискретности, как отношения величин запасов соседних интервалов (середин интервалов или их минимальных и максимальных значений) составил 0,55 (обратная величина 1,82). Близкие, с допустимыми отклонениями, значения показателя ступенчато го изменения интервалов получены для всех следующих (в сторону уменьшения) групп запасов: 19-15; 10-8; 5-3; 2,5-1,5; 1,2-0,85; 0,45-0,4. Интервал 19-15 млн.т. получен расчетным путем при формировании всего ряда интервалов значений запасов с выявленными показателями их соотношений. Выводы о дискретности запасов скоплений нефти согласуются (через коэффициенты заполнения) с однотипным рядами морфологических показателей их структурных ловушек и прогрессиями, которым следуют эти ряды. Это признаки наличия единой системы природных объектов.

Характеристика залежей верхнемелового продуктивного комплекса анализировалась с позиций активного проявления флюидодинамики. Поступление нефти, воды, жидкости (в виде замеряемых или относительных величин), изменение газового фактора (Гф) в процессе разработки, по залежам в целом и по отдельным скважинам, имело часто скачкообразный и пульсирующий характер; такое явление расценивается как проявление естественных современных процессов. На Октябрьском месторождении добыча нефти по месторождению имела несколько неравнозначных, но заметно проявившихся периодов повышения. Динамика поступления воды, в составе добываемой жидкости скважины 217 этого месторождения, имеет вид трех волнообразных всплесков в середине периода работы скважины, совпадающих с периодами относительного повышения добычи нефти. Дальше шла почти безводная нефть, Гф которой резко увеличился. В скважине 218 Октябрьского месторождения пульсировал газовый фактор. На Ханкальском месторождении Гф за три года разработки увеличился скачкообразно на 200 м3/т и принял самое высокое значение из всех нефтяных залежей Терско-Сунженского НГР– 1066 м3/т. Построена карта величин Гф нефтей верхнемеловых залежей, с ней совмещена зональность залежей по типам УВ, выявленная в результате обобщения ряда характеристик состава и

 термобарических условий – рис. 9. Ханкальское месторождение и вся зона-12

термобарических условий – рис. 9. Ханкальское месторождение и вся зона Петропавловской впадины имеют аномальные значения газового фактора. Зона аномалий содержания газа в нефтях на юго-востоке переходит в зоны газоконденсатных (Северо-Бенойское месторождение) и далее газовых залежей (Бенойское месторождение). Относительно повышенное содержание Гф отмечено и в Алханчуртской впадине.

Аномальный характер Гф обосновывается в сравнении с фоном, за который принята зависимость, установленная А.Н. Резниковым и А.А. Ярошенко в 1984 г.; с учетом современных данных она описывается уравнением:

Pсз =0,461Гф + 18,01 (7)

где Pсз - показатель сохранения запасов (т/га*Мд); коэффициент парной корреляции 0,876.

Данные по Ханкальской, Мескетинской, Северо-Джалкинской залежам резко отличаются от фоновых значений.

В шестой главе представлены типы объектов, выделенных в результате моделирования как перспективные в нефтегазоносном отношении. В их состав входят складки - возможные структурные ловушки залежей УВ; зоны относительно высоких плотностей запасов залежей, ловушек; интервалы повышенной вторичной пористости пробуренных скважин.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В работе, на основании использования современных информационных технологий и вероятностно-статистического моделирования, предложены и разработаны новые позиции основных критериев нефтегазоносности верхнемелового продуктивного комплекса Терско-Сунженского нефтегазоносного района.

Разработана структурно-морфологическая модель складчатых деформаций компетентной карбонатной толщи верхнего мела. Новой содержательной основой моделирования стали представления о фрактальной размерности морфологических показателей складчатости. Построены цифровые модели структурных каркасов ловушек, которые определили границы объемных моделей коллекторских свойств продуктивной толщи. Количественные связи морфологических показателей привели к разработке алгоритмов прогноза пространственного положения и формы структурных ловушек верхнемелового нефтегазоносного комплекса.

Предложены вероятностно-статистические модели трендов коллекторских свойств продуктивной карбонатной толщи. Они включили зависимости емкостных свойств с глубиной, с изменением амплитуд и общей дислоцированности складок; пористости и проницаемости. Выведены вычислительные алгоритмы прогноза емкостных свойств с использованием показателя нормированной пористости.

Построены объемные компьютерные модели эффективной пористости средствами специализированного программного комплекса, при этом достоверность моделирования обеспечена трендами ФЕС. Объемные модели значительно уточняют общую оценку и пространственное размещение емкостных свойств и плотностей запасов УВ. Установлена высокая зональная и послойная анизотропия ФЕС. Дана оценки величины и характера распределения плотности остаточных запасов, позволяющая учесть влияние геологической неоднородности, а также промысловых факторов на степень выработки запасов.

Они визуализируются в виде карт максимальных, средних и минимальных значений показателя и служат основой для выбора зон залежей с максимальными плотностями запасов.

Разработаны схемы размещения основных показателей и УВ залежей, карта газового фактора показала положение аномальной зоны газонасыщения нефтей и смены фазового состояния УВ залежей в юго-восточной части НГР. Данные построения в рамках ГИС-проекта НГР выполнены впервые, они не противоречат выводам о смене типов УВ, которые содержатся в работах других исследователей.

Предложены методические основы оценки перспектив нефтегазоносности мелового регионально нефтегазоносного комплекса с использованием результатов моделирования и прогнозируются новые объекты возможной нефтегазоносности: структурные ловушки, зоны и интервалы повышенной плотности запасов.

Использованные информационные технологии представлены в виде схема информационного обеспечения зонального и локального прогноза нефтегазоносности по актуальным критериям. Она включила модели базы данных, ГИС-проекты, трехмерные модели залежей.

Основные положения диссертации опубликованы в 10 научных статьях, из которых №6 включена в перечень ведущих рецензируемых журналов и изданий, выпускаемых в Российской Федерации в соответствии с требованиями ВАК Минобразования и науки РФ.

1. Эффективность размещения новых региональных сейсмопрофилей на территории Кабардино-Балкарской и Северо-Осетинской республик.

Деп. в ВИНИТИ 26.12.01. № 2685 - в 2001. (Соавторы Ш.Ш. Заурбеков, Н.В. Григорьева, А.М. Мовлаева)

2. Геологическая интерпретация тектонически-активных и сейсмогенерирующих структур Северо-Кавказского района. Деп. в ВИНИТИ 26.12.01. № 2683 - в 2001. (Соавторы Ш.Ш. Заурбеков, Р.З. Джарнагалиев, С.В. Григорьева)

3. Состояние поисково-разведочных работ на нефть и газ на территории Чеченской республики.// Труды ГГНИ им. акад. М.Д. Миллионщикова. Вып.2. - Грозный. 2002. – С. 184-188. (Соавтор А.А. Даукаев)

4. Анализ изученности и современного состояния сырьевой базы мезозойского и кайнозойского комплекса Чеченской республики // Материалы Всероссийской научно-практической конференции «Наука, образование, производство». - Грозный. 2003. -С.126-127. (Соавтор А.А. Даукаев)

5. Теоретические предпосылки и практика поисков и разведки полезных ископаемых на территории Чеченской республики // Труды ГГНИ им. акад. М.Д. Миллионщикова. Вып.4. - Грозный. 2004. -С.190-192. (Соавтор А.А. Даукаев)

6. Особенности разработки залежей, приуроченных к глубокозалегающим коллекторам. // Вестник Северо-Кавказского государственного технического университета. - Ставрополь. 2007. №4(13). – С.49-52.

7. Информационное обеспечение прогноза ловушек и залежей мелового нефтегазоносного комплекса Терско-Сунженской НГО // Материалы Всероссийской научно-практической конференции молодых ученых, аспирантов и студентов. – Грозный. 2007. – С.67-72. (Соавтор Г.Н. Прозорова)

8. Структурно-морфологический анализ и потенциал прогноза новых объектов Терско-Сунженской НГО // Материалы Всероссийской научно-практической конференции молодых ученых, аспирантов и студентов. – Грозный. 2007. - С.72-79. (Соавтор Г.Н. Прозорова)

9. Пространственные модели и прогноз емкостно-фильтрационных свойств карбонатных коллекторов Терско-Сунженской нефтегазоносной области // Материалы Всероссийской научно-практической конференции «Развитие нефтегазовой отрасли юга России: наука, практика, бизнес». – Ростов-на-Дону. 2008. – С.5-9.

10. Рифогенные постройки верхнеюрского комплекса в пределах Терско-Каспийского прогиба // Материалы Всероссийской научно-практической конференции «Развитие нефтегазовой отрасли юга России: наука, практика, бизнес». – Ростов-на-Дону. 2008. – С.75-78. ( Соавторы В.И. Хузаев, А.А Даукаев)

Издано 28.10.2008 г.

Формат 60/84 1/16. Бумага офсетная №1. Печать офсетная. Печ. л. 1,75 Уч.-изд.л.-1,16

Заказ №249 Тираж 100 экз Отпечатано на RP 3505 EP

--------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Издательско-полиграфический центр ГГНИ «JISA NUR»

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Грозненский государственный нефтяной институт им.акад. М.Д.Миллионщикова»

2008 г.

364902, г.Грозный, ул. К.Цеткина,14/53



Pages:     | 1 | 2 ||
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.