RU2420768C1

RU2420768C1 - Способ количественного прогноза ресурсов углеводородов

Info

Publication number: RU2420768C1
Application number: RU2009145689/28A
Authority: RU
Inventors: Анатолий Васильевич Фатеев (RU); Анатолий Васильевич Фатеев; Александр Евгеньевич Еханин (RU); Александр Евгеньевич Еханин
Priority date: 2009-12-07
Filing date: 2009-12-07
Publication date: 2011-06-10

Abstract

Изобретение относится к нефтегазовой геологии и может быть использовано для количественного прогноза ресурсов углеводородов. Сущность: выделяют на соответствующей структурной основе в пределах нефтегазоносного комплекса границ эталонных и расчетных участков. Определяют исходные удельные плотности запасов углеводородов на выделенных эталонных участках. Для эталонных и расчетных участков выбирают, по меньшей мере, два генетически связанных с нефтегазоносностью геологических параметра, каждый из которых разделяют на диапазоны значений (классы). В пределах обоих участков выделяют области, детерминированные по каждому из указанных классов и включающие совокупности указанных геологических параметров соответствующего класса. Определяют площади указанных областей на эталонных и расчетных участках соответственно. Для каждой из указанных площадей на эталонных участках определяют удельную плотность запасов углеводородов. Устанавливают для указанных площадей эталонных участков зависимость между совокупностями геологических параметров и соответствующими им удельными плотностями запасов углеводородов. Используя полученную зависимость, рассчитывают удельные плотности запасов углеводородов на каждом эталонном участке. Полученные значения удельных плотностей запасов углеводородов сравнивают с исходными значениями удельных плотностей запасов на эталонных участках. При получении статистически значимой зависимости определяют удельные плотности ресурсов углеводородов на расчетных участках по выделенным на них площадям, используя полученные на эталонных участках значения средних удельных плотн

Description

Изобретение относится к нефтегазовой геологии и может быть использовано для количественного прогноза ресурсов УВ на территории распространения нефтегазового комплекса на основе оценки ресурсов по удельной плотности на единицу площади.

Известен способ количественной оценки ресурсов углеводородов, основанный на переходе от территории с изученным геологическим строением и нефтегазоносностью, к территориям, перспективы которых необходимо оценить, в частности метод внутренних геологических аналогий, который является основным при оценке перспектив слабоизученных нефтегазоносных районов (НГР) и зон нефтенакоплений. Способ включает выделение на исследуемой территории некоторого количества хорошо изученных эталонных участков с разведанными и предварительно оцененными залежами УВ. Остальная территория делится на расчетные участки. Далее выбирается один эталонный участок и плотность ресурсов углеводородов, полученная на эталонном участке, переносится на территорию расчетного участка путем умножения ее на коэффициент аналогии, отражающий степень сходства геологических характеристик эталонного и расчетного участков. Коэффициент аналогии вычисляется как произведение поправочных коэффициентов за каждый критерий нефтегазоносности, который нужно, по мнению специалистов, учитывать в каждом конкретном случае. (В.И.Демин, А.Е.Еханин, А.В.Фатеев «Направление совершенствования метода внутренних аналогий для прогноза нефтегазоносности на основе современных компьютерных программ», журнал «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений», №5, 2004 год, стр.31-32, прототип).

Недостатком данного способа является его низкая достоверность, обусловленная тем, что способы выбора границ и параметров эталонных и расчетных участков во многом неоднозначны и не учитывают генетические особенности органической гипотезы происхождения нефти. При этом для подсчета ресурсов УВ на расчетных участках в данном способе используют коэффициенты аналогий, которые устанавливаются экспертным путем и, следовательно, во многом являются субъективными и неоднозначными.

Известен также способ количественного прогнозирования залежей углеводородов, при котором путем использования принципа нефтегазосборных площадей проводят границы эталонных участков и расчетных участков. Основными критериями нефтегазоносности выбирают структурный и фациальный (там же, стр.32-35). В качестве тектонического критерия нефтегазогеологического районирования берут впадины и мегапрогибы, моноклинали и структурные носы, структурные ступени, седловины, мегавалы. В качестве фациального критерия элементами нефтегазогеологического районирования выбирают фациальные условия осадконакопления. Указанные элементы упорядочивают по мере увеличения степени перспектив их нефтегазоносности, от меньшей степени к большей. Затем выявляют зависимость плотности запасов УВ от каждого из указанных критериев. Данное совершенствование также не исключает субъективного подхода, в частности в оценке степени перспектив нефтегазоносности выбранных структурных элементов. Кроме того, не определяется качество и достоверность установленной зависимости плотности запасов УВ от указанных геологических критериев.

Техническим результатом изобретения является повышение достоверности прогнозной оценки ресурсов углеводородов нефтегазоносных комплексов за счет выделения на каждом из эталонных и расчетных участков множества площадей, характеризующихся определенным набором (определенной совокупностью) генетически связанных с нефтегазоносностью геологических параметров и соответствующей им удельной плотностью запасов (ресурсов) углеводородов, что исключило необходимость применения устанавливаемых экспертным путем коэффициентов геологических аналогий.

Указанный технический результат достигается за счет того, что в способе количественного прогноза ресурсов углеводородов, включающем выделение на соответствующей структурной основе в пределах нефтегазоносного комплекса границ эталонных и расчетных участков, определение исходных удельных плотностей запасов углеводородов на выделенных эталонных участках, с использованием значений которых прогнозируют ресурсы УВ на расчетных участках, согласно изобретению для эталонных и расчетных участков выбирают, по меньшей мере, два генетически связанных с нефтегазоносностью геологических параметра, каждый из которых разделяют на диапазоны значений (классы), при этом в пределах эталонных и расчетных участков выделяют области, детерминированные по каждому из указанных классов и включающие совокупности указанных геологических параметров соответствующего класса, после чего определяют площади указанных областей на эталонных и расчетных участках S_jэт и S_jрас, соответственно, для каждой из площадей S_jэт определяют удельную плотность запасов УВ, в результате чего для указанных площадей эталонных участков устанавливают зависимость между совокупностями геологических параметров и соответствующим им удельным плотностям запасов УВ углеводородов, используя полученную зависимость, рассчитывают удельные плотности запасов углеводородов на каждом эталонном участке, полученные значения удельных плотностей запасов углеводородов сравнивают с исходными значениями удельных плотностей запасов на эталонных участках и, при получении статистически значимой зависимости, определяют удельные плотности ресурсов углеводородов на расчетных участках по площадям S_jpac с использованием полученных на эталонных участках значений средних удельных плотностей запасов углеводородов для каждого из классов геологических параметров и указанной зависимости рассчитанных удельных плотностей запасов углеводородов на эталонных участках от их исходных значений.

Сущность способа, согласно заявленному в качестве изобретения технического решения, заключается в получении и использовании для количественной оценки ресурсов углеводородов на расчетных участках нового критерия ρ_k,l - среднего значения удельной плотности запасов углеводородов пород, определенного по n площадям S_j ^k,l областей эталонных участков, каждая из которых содержит совокупность, по крайней мере, двух выбранных геологических параметров, разделенных на некоторое число диапазонов (классов) их значений, например k, l. Указанный критерий получают путем выполнения новой операции, заключающейся в разделении эталонных участков на n областей, включающих совокупности, по меньшей мере, двух характеризующих нефтегазоносность геологических параметров, определении для указанных областей удельных плотностей запасов углеводородов с установлением статистически значимой зависимости между диапазонами (классами k, l) геологических параметров и указанной удельной плотностью запасов углеводородов. При этом в пределах как эталонных, так и расчетных участков выделяют указанные области и определяют их площади S_jэт ^k,l и S_jрас ^k,l, соответственно.

Фиг.1 - фиг.4 иллюстрируют пример реализации способа согласно изобретению для количественного прогноза нефтегазоносного участка, расположенного в пределах центральной части Сургутского свода Западной Сибири.

На фиг.1 приведена схема региональных структурных аномалий на исследуемом участке; на фиг.2 - схема локальных структурных аномалий и показаны границы расчетных участков и эталонных участков; на фиг.3 показан график сходимости исходных (R_эт.исх) и рассчитанных (R_эт.рас) плотностей ресурсов УВ на эталонных участках; на фиг.4 приведена схема прогнозной плотности ресурсов УВ на исследуемом участке.

Фиг.5 иллюстрирует выделение площадей, включающих совокупность двух геологических параметров r и l, разделенных на диапазоны значений (классы).

Способ согласно изобретению осуществляется в следующей последовательности операций.

1. Изучаемая территория нефтегазоносного комплекса (НГК) с использованием структурного плана разделяется на нефтегазосборные участки, из которых выбирают эталонные, геологически изученные участки, для которых известны запасы УВ. Границы нефтегазосборных участков проводятся по днищам впадин и пониженным участкам структурного плана НГК. Плотность запасов УВ на эталонных участках рассчитывают по известной формуле:

где

R_эт.исх - плотность запасов УВ i-эталонного участка, исходная;

Q_i - запасы УВ i-эталонного участка;

Si - площадь i-эталонного участка;

2. Выбирают геологические параметры, генетически связанные с нефтегазоносностью и наиболее полно характеризующие нефтегазоносность НГК, с помощью которых можно провести количественную оценку нефтегазоносности НГК.

3. Каждый геологический параметр, характеризующийся величиной или диапазоном значений (например, структурный план характеризуется глубиной или абсолютными отметками глубины залегания), разбивают на n диапазонов (классов). Каждому диапазону значений геологического параметра присваивают определенный номер класса (например, 1К, 2К, 3К, … nК).

В пределах эталонных и расчетных участков выделяют области, содержащие совокупности выбранных геологических параметров каждого класса (одновременно включающие соответствующий класс выбранных параметров), и определяют площади указанных площадей S_jэт ^k,l и S_jрас ^k,l, соответственно.

Указанная процедура осуществляется, например, наложением друг на друга карт, на каждой из которых нанесены выбранные параметры, или с использованием цифровых карт с помощью специального программного обеспечения (см., например, в указанном выше источнике, стр.32).

Далее для всех указанных областей эталонных участков определяют удельную плотность углеводородов на единицу их площади, в результате чего устанавливают зависимость между совокупностями каждого из классов выбранных геологических параметров и соответствующей им удельной плотностью запасов УВ на эталонных участках. Зависимость между совокупностями выбранных геологических параметров, каждый из которых разделен на классы, и указанной плотностью запасов УВ преимущественно представляют в виде табличной зависимости, детерминированной по указанным геологическим параметрам, названной авторами «таблицей распределений».

Расчетная формула «таблицы распределения», например, при использовании двух геологических параметров, каждый из которых разделен на ряд (на некоторое число) классов k, l (диапазонов значений) для каждого из классов k, l имеет следующий вид:

где

q_j ^k,l - запасы углеводородов пород на площадях, содержащих совокупности выбранных геологических параметров данного класса, k, l;

S_jэт ^k,l - площадь пород области на i-ом эталонном участке, включающая совокупность выбранных геологических параметров данного класса, k, l;

N - количество эталонных участков;

ρ_k,l - среднее значение удельной плотности запасов углеводородов пород на единицу площади S_jэт ^k,l эталонных участков.

4. Для проверки достоверности и правильности полученной зависимости (таблицы распределений) по формуле (3) производят расчет плотностей запасов УВ на эталонных участках, сравнивают эти значения с исходными плотностями и строят соответствующий график сходимости (фиг.3)

где ρ_k,l - средние значения удельной плотности запасов углеводородов пород на площадях S_jэт ^k,l эталонных участков, содержащих совокупность выбранных геологических параметров классов k, l (берутся из полученной таблицы распределений);

S_jэт ^k,l - площадь области пород классов k, l i-го эталонного участка, характеризующаяся наличием на ней совокупности выбранных геологических параметров;

М - число областей (площадей S_jэт ^k,l) в пределах i-гo эталонного участка, включающих совокупность выбранных геологических параметров;

S_iэт - площадь i-го эталонного участка.

5. Если полученная зависимость между рассчитанными и исходными плотностями запасов УВ имеется, и она является значимой по статистическим параметрам, следовательно, имеется связь между плотностью запасов УВ и используемыми геологическими параметрами. В этом случае для прогноза значений плотности ресурсов УВ на расчетных участках используют данные таблицы распределения и установленной зависимости.

6. Используя полученную таблицу распределения, рассчитывают плотности ресурсов УВ для аналогичных расчетных участков. Расчет прогнозных предварительных значений плотности ресурсов УВ на расчетных участках R_ipac по таблице распределений осуществляют по следующей формуле

где S_jpac ^k,l - площадь пород каждой из областей i-го расчетного участка, включающих соответствующую совокупность k, l геологических параметров;

L - число областей (площадей S_jpac ^k,l) в пределах расчетных участков;

S_iрас - площадь i-го расчетного участка;

ρk,l - средние значения удельной плотности запасов углеводородов пород, соответствующих классам k, l, на содержащих совокупность выбранных геологических параметров площадях S_jэт ^k,l эталонных участков (берутся из полученной «таблицы распределений», п.3 для каждого класса).

Полученные значения корректируют, используя полученную зависимость в соответствии с п.4.

При применении способа необходимо использовать те геологические параметры, которые генетически связаны с нефтегазоносностью. Такими параметрами могут быть различные структурные, литолого-фациальные или геохимические карты.

Для иллюстрации предложенного способа ниже приведен пример и описана последовательность действий для количественного прогноза нефтегазоносности участка, расположенного в пределах центральной части Сургутского свода Западной Сибири.

Для прогноза плотности ресурсов УВ Малышевского нефтегазоносного комплекса (НГК) на описываемом участке используется структурная карта по сейсмическому отражающему горизонту "Б". В качестве анализируемых геологических параметров выбраны локальная (l) и региональная (r) составляющие структурного плана. Выбранный горизонт максимально близок к кровле Малышевского НГК (верхняя часть Тюменской свиты), надежно выделяется по сейсморазведочным работам и, исходя из унаследованности строения осадочного чехла, характеризует структурные особенности малышевского горизонта.

Региональная составляющая структурного плана выделена путем осреднения структурной карты по сейсмическому отражающему горизонту "Б" в прямоугольном скользящем окне размером 60 км. Этот размер определяется средней величиной региональных структур. Карта структурируется на заданное число классов по интервалам глубин (определенному интервалу глубин присваивается соответствующий номер класса). Количество классов определяется фактором отображения основных региональных структурных элементов.

На фиг.1 отображена схема региональной составляющей структурного плана и показано пять классов.

Путем вычитания регионального фона из исходной структурной карты находится локальная составляющая структурного плана, на которой выделяют границы нефтегазосборных участков. Границы участков проводят по днищам впадин и пониженным участкам локальной составляющей структурного плана. Изученные нефтегазосборные площади (участки), на которых открыты залежи и рассчитаны запасы по категории АВС1+С2, считаются эталонными участками.

Для расчета таблицы распределения аномалии локальной составляющей структурного плана также разбиваются на классы аналогично, как это было сделано для регионального структурного плана. На фиг.2 приведена схема локальной составляющей структурного плана (структурированная на классы), приведены границы нефтегазосборных участков, проведены границы расчетных участков и выделены эталонные участки.

Затем на эталонных и расчетных участках выделяют и определяют площади S_jэт и S_jрас каждой из областей, одновременно включающей тот или иной диапазон (класс) значений используемых геологических параметров.

На фиг.5 показан фрагмент фиг.2 (эталонный участок 4), который иллюстрирует процедуру определения площадей S_jэт на территории эталонных участков, детерминированных по одновременному наличию на них разделенных на соответствующие классы региональной составляющей структурного плана и локальных структурных аномалий.

- Используя региональную и локальную составляющие структурной карты (структурированные на классы) для эталонных участков по формуле (2) рассчитывают зависимость (таблицу распределений плотностей УВ). В нижеприведенной таблице приведено распределение удельной плотности запасов УВ на 4 эталонах в зависимости от классов региональной (r) и локальной (l) составляющих структурного фактора (в тыс.т/км²).

- С применением данных таблицы по формуле (3) проводят расчет плотности запасов УВ (R_эт.рас.) для эталонных участков и сравнивают с исходными значениями плотности запасов УВ.

- На фиг.3 приведена зависимость исходных значений R_эт.исх. и рассчитанных

R_эт.рас. удельных плотностей запасов УВ на эталонах с использованием вышеприведенной таблицы. Коэффициент корреляции R²=0.99 подтверждает достоверность полученной корректирующей зависимости, выраженной линейным уравнением

Расчет прогнозных значений плотности R_iрас. ресурсов УВ на расчетных участках проводят в соответствии с выражением (4), согласно п.6 приведенной выше последовательности операций, с последующим уточнением согласно полученной корректирующей зависимости (5).

На фиг.4 приведена схема, иллюстрирующая полученное на исследуемой площади распределение прогнозной удельной плотности ресурсов УВ, по которому с высокой степенью достоверности судят о нефтегазоносной перспективности данной территории.

Высокая достоверность сделанного прогноза подтверждена показанным выше полученным коэффициентом корреляции R²=0.99.

Способ согласно изобретению позволяет на основе статистической количественной зависимости удельных запасов ресурсов УВ на площадях эталонных участков от соответствующих им геологических параметров, без использования субъективных коэффициентов геологических аналогий, осуществлять количественную оценку ресурсов углеводородов на расчетных участках, что в конечном итоге обеспечивает увеличение достоверности количественного прогноза ресурсов УВ всего нефтегазоносного комплекса.

Claims

Способ количественного прогноза ресурсов углеводородов, включающий выделение на соответствующей структурной основе в пределах нефтегазоносного комплекса границ эталонных и расчетных участков, определение исходных удельных плотностей запасов углеводородов на выделенных эталонных участках, с использованием значений которых прогнозируют ресурсы углеводородов на расчетных участках, отличающийся тем, что для эталонных и расчетных участков выбирают, по меньшей мере, два генетически связанных с нефтегазоносностью геологических параметра, каждый из которых разделяют на диапазоны значений (классы), при этом в пределах эталонных и расчетных участков выделяют области, детерминированные по каждому из указанных классов и включающие совокупности указанных геологических параметров соответствующего класса, после чего определяют площади указанных областей на эталонных и расчетных участках S_jэт и S_jpac соответственно, для каждой из указанных площадей S_jэт определяют удельную плотность запасов углеводородов, в результате чего для указанных площадей эталонных участков устанавливают зависимость между совокупностями геологических параметров и соответствующими им удельными плотностями запасов углеводородов, используя полученную зависимость, рассчитывают удельные плотности запасов углеводородов на каждом эталонном участке, полученные значения удельных плотностей запасов углеводородов сравнивают с исходными значениями удельных плотностей запасов на эталонных участках и, при получении статистически значимой зависимости, определяют удельные плотности ресурсов углеводородов на расчетных участках по площадям S_jpac с использованием полученных на эталонных участках значений средних удельных плотностей запасов углеводородов для каждого из классов геологических параметров и указанной зависимости рассчитанных удельных плотностей запасов углеводородов на эталонных участках от их исходных значений.