RU2446419C1 - Hydrocarbon deposit exploration method - Google Patents
Hydrocarbon deposit exploration method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2446419C1 RU2446419C1 RU2011103643/28A RU2011103643A RU2446419C1 RU 2446419 C1 RU2446419 C1 RU 2446419C1 RU 2011103643/28 A RU2011103643/28 A RU 2011103643/28A RU 2011103643 A RU2011103643 A RU 2011103643A RU 2446419 C1 RU2446419 C1 RU 2446419C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- geochemical
- probability
- empty
- geophysical
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к способам поиска и разведки углеводородных залежей и может быть использовано для обнаружения нефтяных и газовых перспективных объектов.The invention relates to methods for prospecting and exploration of hydrocarbon deposits and can be used to detect oil and gas promising objects.
Известен способ разведки нефтегазовых залежей, основанный на использовании искусственно нейронных сетей и алгоритмов. Способ предусматривает сейсмическое профилирование методом общей глубинной точки, получение временных разрезов, получение обучающей выборки в пределах анализируемого окна по образу участка сейсмических террас временных разрезов, включая образы тектонико-фациальных зон в виде сейсмических геологических тел с использованием в качестве алгоритма обучающей системы и картопостроение (патент РФ №2094828, опубл. 27.10.1997 г.).A known method of exploration of oil and gas deposits, based on the use of artificially neural networks and algorithms. The method involves seismic profiling using the common depth point method, obtaining time sections, obtaining a training sample within the analyzed window in the image of a section of seismic terraces of time sections, including images of tectonic-facies zones in the form of seismic geological bodies using a training system and mapping as an algorithm (patent RF №2094828, publ. 10/27/1997).
Недостатком известного способа является получение вторичных признаков нефтеносности, неоднозначность интерпретации сейсмических временных разрезов.The disadvantage of this method is to obtain secondary signs of oil, the ambiguity of the interpretation of seismic time sections.
Известен способ разведки - биогеохимическое тестирование (БГХТ). Метод широко использовался при структурном бурении (патент РФ №2200334, опубл. 10.03.2003 г.). Прогнозирование нефтеносности разреза палеозойского чехла осуществляется с использованием тестировочных скважин, пробуренных до 550 м. Суть метода заключается в увеличении абсолютных значений и градиентов биогеохимического сигнала по разрезу в скважине. По мере приближения к скоплению углеводородов наблюдается рост БГХ-сигнала. Преимущество - способ основан на активизации процессов жизнедеятельности микроорганизмов на пути миграции углеводородов и вызывает биогеохимические аномалии по всему разрезу, вплоть до поверхностных горизонтов.A known method of exploration - biogeochemical testing (BHCT). The method has been widely used in structural drilling (RF patent No. 2200334, publ. 03/10/2003). Prediction of the oil content of the Paleozoic cover section is carried out using test wells drilled up to 550 m. The essence of the method is to increase the absolute values and gradients of the biogeochemical signal along the section in the well. As you approach the accumulation of hydrocarbons, an increase in the BGC signal is observed. Advantage - the method is based on the activation of the vital processes of microorganisms on the path of hydrocarbon migration and causes biogeochemical anomalies throughout the section, up to the surface horizons.
Недостатки способа:The disadvantages of the method:
- организмы в одинаковой степени расселяются как в деградированной, остаточной нефти, так и в промышленных ее запасах, поэтому наличие их в пластах не является обязательным условием промышленной нефтеносности пласта;- organisms are equally dispersed both in degraded, residual oil, and in its industrial reserves, therefore, their presence in the formations is not a prerequisite for the industrial oil content of the formation;
- отсутствие площадного контура нефтеносности (способ дает точечный прогноз);- the absence of the areal contour of the oil content (the method gives a point forecast);
- является дорогостоящим методом, так как подразумевает затраты на бурение скважины.- It is an expensive method, as it implies the cost of drilling a well.
Известен способ геохимического исследования по технологии GORE-SORBER. Геохимические изыскания GORE-SORBER специализируются на «пассивном» сборе углеводородных газов из почвы при помощи внедренного в почву адсорбента (патент США №5235863, опубл. 17.08.1993 г.). Исследовательский метод GORE-SORBER представляет собой статистическую обработку и моделирование химических соединений (в ряде С1-С18), полученных из каждого образца. Способ включает в себя иерархический кластерный анализ и отличительный анализ. Геохимические карты представляют собой произведенную компьютером поверхностную вероятность, интерполированную по величинам образцов.A known method of geochemical research using GORE-SORBER technology. GORE-SORBER geochemical surveys specialize in "passive" collection of hydrocarbon gases from the soil using an adsorbent embedded in the soil (US patent No. 5235863, publ. 08/17/1993). The GORE-SORBER research method is the statistical processing and modeling of chemical compounds (in the C1-C18 series) obtained from each sample. The method includes hierarchical cluster analysis and distinctive analysis. Geochemical maps are computer-generated surface probabilities interpolated from sample values.
Недостатки способа: обнаруженные аномалии должны быть согласованы со структурными факторами: поднятие, тектоническое нарушение, стратиграфическая ловушка; искажение контура залежи нефти из-за влияния латеральных процессов миграции газов на восходящую миграцию.The disadvantages of the method: the detected anomalies must be consistent with structural factors: uplift, tectonic disturbance, stratigraphic trap; distortion of the contour of oil deposits due to the influence of lateral processes of gas migration on upward migration.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является способ прогноза нефтегазовых залежей комплексом геофизических и геохимических методов (ГГХМ) (патент РФ №2298817, опубл. 10.05.2007 - прототип), включающий комплексирование геофизических (наземная съемка естественного электрического потенциала (ЕП), наземная съемка магнитного поля (МП)) методов и геохимического обследования (приповерхностная газо-геохимическая съемка). Недостаток указанного способа - искажение прогнозного контура нефтеносности из-за отсутствия в модели комплекса ГГХМ основополагающего структурного фактора выделенного сейсмического объекта.Closest to the proposed invention in technical essence is a method for predicting oil and gas deposits by a complex of geophysical and geochemical methods (GHHM) (RF patent No. 2298817, publ. 05/10/2007 - prototype), including geophysical integration (ground based survey of natural electric potential (EP), ground magnetic field survey (MP) of methods and geochemical examination (surface gas-geochemical survey). The disadvantage of this method is the distortion of the forecast contour of oil content due to the lack of a fundamental structural factor of the selected seismic object in the GHM complex model.
Технической задачей, на решение которой направлено данное изобретение, является упрощение производства комплекса геофизических и геохимических исследований и повышение достоверности прогноза залежи углеводородов путем разработки нового комплексного параметра вероятности (КПВ), по которому строится модель контура нефтеносности.The technical problem to which this invention is directed is to simplify the production of a complex of geophysical and geochemical studies and increase the reliability of the forecast of hydrocarbon deposits by developing a new complex probability parameter (CPV), which is used to construct a model of the oil contour.
Поставленная задача решается следующим образом: регистрируют геохимическую аномалию по технологии поверхностного газо-геохимического исследования, например по технологии GORE-SORBER (либо любой другой); выявляют основания для дальнейшего производства геофизических исследований ЕП (естественного электрического поля) и МП (магнитного поля) в точках геохимического опробования; устанавливают корреляционные зависимости данных ЕП, МП, геохимической вероятности (ГВ) и абсолютной отметки (АО) исследуемого пласта-коллектора, в результате чего выводят новый комплексный параметр вероятности (КПВ) геофизических и геохимических методов исследования, включающий ЕП, МП, ГВ и АО, строят модель КПВ, позволяющую выделить прогнозный контур нефтеносности.The problem is solved as follows: register a geochemical anomaly according to the technology of surface gas-geochemical studies, for example, according to the GORE-SORBER technology (or any other); identify the basis for further production of geophysical studies of EP (natural electric field) and magnetic field (magnetic field) at points of geochemical testing; establish correlation dependences of the data of EP, MP, geochemical probability (GV) and absolute elevation (AO) of the studied reservoir, as a result of which a new complex parameter of probability (CPV) of geophysical and geochemical research methods, including EP, MP, GV and AO, is derived, build a CPV model that allows you to select the predicted oil profile.
В производство работ включают: создание обучающей выборки геохимических и геофизических данных, производство геохимических исследований на исследуемом объекте, статистическую обработку и моделирование химических соединений (в ряде С1-С13 до С18), полученных из каждого образца, построение геохимической модели, подтверждающей влияние глубинного углеводородного объекта, выполнение съемки геофизических полей ЕП и МП, анализ статистических зависимостей между значениями геохимической вероятности (ГВ), значениями полей ЕП и МП и значениями абсолютных отметок (АО) продуктивного горизонта, создание модели «нефть-пусто». Наличие скважины с остаточной нефтеносностью позволяет провести ранжирование данных по условию «нефть - остаточная нефть - пусто», найдено преобразование многомерных значений ГВ, ЕП, МП и АО, которое классифицировало данные переменные и позволило вывести параметр КПВ и создать модель КПВ нефтеносности. Для модели приняты условия: обучающая нефтяная скважина имеет КПВ нефтеносности -100%, скважина с остаточной нефтеносностью - 75-50%, скважина пустая имеет КПВ 0%.The works include: the creation of a training sample of geochemical and geophysical data, the production of geochemical studies at the studied object, statistical processing and modeling of chemical compounds (in series C1-C13 to C18) obtained from each sample, the construction of a geochemical model that confirms the influence of a deep hydrocarbon object , survey of geophysical fields of EP and MP, analysis of statistical relationships between values of geochemical probability (GV), values of fields of EP and MP and a lutely marks (JSC) producing horizon, the creation of the "oil-empty" model. The presence of a well with residual oil content allows ranking data according to the condition “oil - residual oil - empty”, a multivariate conversion of HV, EP, MP and AO is found, which classified these variables and allowed to derive the KPV parameter and create a model of KPV oil content. For the model, the conditions are accepted: the training oil well has an oil recovery factor of -100%, a well with a residual oil content of 75-50%, an empty well has an oil recovery factor of 0%.
Модель КПВ нефтеносности отображает проекцию на поверхность нижележащего углеводородного накопления. Величина 75% оценки КПВ названа аномальным порогом. Полученные величины выше 75% принято считать характеристиками углеводородной залежи. Участки, где полученные величины КПВ стремятся к нулю, считаются недостаточными для характеристики углеводородной залежи. Величина КПВ от 75-50% принята за характеристику условия остаточной нефти.The CPV model of oil content displays the projection onto the surface of the underlying hydrocarbon accumulation. A value of 75% of the CPV score is called an abnormal threshold. The obtained values above 75% are considered to be the characteristics of a hydrocarbon deposit. Areas where the obtained KPV values tend to zero are considered insufficient to characterize the hydrocarbon reservoir. The value of the CPV from 75-50% is taken as a characteristic of the condition of residual oil.
Признаками изобретения являются:The features of the invention are:
1. создание обучающей выборки геохимических и геофизических данных на обучающих скважинах «пустой» - «нефтяной» и, как дополнительная информация, на скважине с остаточной нефтеносностью;1. creation of a training sample of geochemical and geophysical data on the training wells “empty” - “oil” and, as additional information, on a well with residual oil content;
2. проведение геохимического исследования способом газо-геохимической съемки, например методом GORE-SORBER (либо любым другим), сейсмического объекта для подтверждения влияния глубинного углеводородного объекта;2. conducting a geochemical study using a gas-geochemical method, for example, using the GORE-SORBER method (or any other method), of a seismic object to confirm the influence of a deep hydrocarbon object;
3. определение влияния углеводородной залежи проводится путем применения дискриминантного анализа по обучающим выборкам «нефть - пусто» либо «нефть - остаточная нефть - пусто»;3. determination of the effect of a hydrocarbon deposit is carried out by applying discriminant analysis for the training samples “oil - empty” or “oil - residual oil - empty”;
4. построение геохимической модели с определением углеводородных аномалий, выведение параметра - геохимическая вероятность (ГВ) по прямым признакам состояния органических углеводородных соединений в области от С1-С13 до С18, подтверждающих влияние глубинного углеводородного объекта на поверхность;4. building a geochemical model with the determination of hydrocarbon anomalies, deriving the parameter — geochemical probability (GV) by direct signs of the state of organic hydrocarbon compounds in the region from C1-C13 to C18, confirming the effect of the deep hydrocarbon object on the surface;
5. в случае отсутствия геохимической аномалии, при ГВ<50% делается вывод о бесперспективности исследуемого геологического объекта, дальнейшие исследования на данном участке прекращаются, что позволит значительно снизить финансовые затраты и получить экономический эффект;5. in the absence of a geochemical anomaly, with a GW <50%, a conclusion is made about the futility of the studied geological object, further studies at this site are stopped, which will significantly reduce financial costs and get an economic effect;
6. определение контура нефтеносности, выявленного геохимическим исследованием (при ГВ>50%), осуществляется съемкой при помощи геофизических методов естественного электрического поля (ЕП) и высокоточной магниторазведки (МП);6. determination of the oil-bearing profile, identified by geochemical research (at HS> 50%), is carried out by surveying using geophysical methods of a natural electric field (EP) and high-precision magnetic exploration (MP);
7. получение выборки четырех параметров (ГВ, ЕП, МП, АО), координатно-расположенных в общих точках исследования;7. obtaining a sample of four parameters (GW, EP, MP, AO), coordinate-located at common points of the study;
8. моделирование контура нефтеносности методом дискриминантного анализа. Образ скважины с известной нефтеносностью является эталоном для выделения участков нефтяных коллекторов с такими же или сходными признаками, и, напротив, скважина с отсутствием нефтеносности отображает «геофизико-геохимический образ» фона изучаемой территории. Скважина с признаками остаточной нефтеносности коллектора будет являться эталоном «геофизико-геохимического образа» для выделения участков остаточной нефтеносности коллектора;8. modeling of the oil profile by discriminant analysis. An image of a well with known oil content is the standard for identifying sections of oil reservoirs with the same or similar features, and, on the contrary, a well with no oil content displays a “geophysical-geochemical image” of the background of the study area. A well with signs of residual oil content in the reservoir will be the standard for a “geophysical-geochemical image” for identifying areas of residual oil content in the reservoir;
9. построение карты комплексного параметра вероятности (КПВ), определяющей контур нефтеносности геологического объекта. Контур залежи углеводородов выделяется по величине КПВ, равной и превышающей значения 75%. Значения КПВ 75-50% отвечают условиям остаточной нефти. Значения КПВ ниже 50% соответствуют условиям отсутствия признаков нефтеносности.9. building a map of the complex probability parameter (CPV), which determines the oil profile of the geological object. The contour of hydrocarbon deposits is allocated by the value of the CPV, equal to and exceeding the value of 75%. KPV values of 75-50% correspond to the conditions of residual oil. Values of KPV below 50% correspond to the conditions of the absence of signs of oil content.
Признаки 3, 5, 7, 8, 9 являются существенными отличительными признаками. В предложенном способе, в отличие от прототипа, в первую очередь проводятся геохимические исследования, и по их результатам принимается решение о проведении или не проведении на отдельных аномальных сейсмических объектах геофизических исследований. Таким образом, решается задача оптимизации объема производства комплекса геофизических исследований и повышение точности определения контура залежи.
Предлагаемый способ основан на следующих положениях:The proposed method is based on the following provisions:
1. миграция углеводородов от залежи сопровождается как по восходящим путям к дневной поверхности, так и по латерали, распространяясь на несколько сотен метров;1. the migration of hydrocarbons from the reservoir is accompanied both by ascending paths to the day surface and laterally, extending to several hundred meters;
2. миграция углеводородов приводит к образованию в поверхностных слоях осадочного чехла устойчивых геохимических аномалий, в зависимости от геологических условий возможно смещение геохимической аномалии от фактического контура залежи;2. hydrocarbon migration leads to the formation of stable geochemical anomalies in the surface layers of the sedimentary cover, depending on the geological conditions, a shift of the geochemical anomaly from the actual contour of the deposit is possible;
3. над залежами углеводородов образуются "топливные гальванические элементы", где резервуар углеводородной залежи и вторичные эпигенетические минералообразования (например, сульфиды) выполняют функции электродов, создавая условия наличия двух сред с различными значениями водородного показателя ph;3. "fuel cells" are formed above the hydrocarbon deposits, where the hydrocarbon reservoir and secondary epigenetic mineral formations (for example, sulfides) act as electrodes, creating conditions for the presence of two media with different values of the pH value ph;
4. исследования геохимических ореолов, магнитометрии и изменения окислительно-восстановительных потенциалов «топливного элемента» залежи, а также данных сейсморазведки позволяет координировать контур залежи нефти.4. studies of geochemical halos, magnetometry and changes in the redox potentials of the “fuel cell” of the reservoir, as well as seismic data, allows you to coordinate the contour of the oil reservoir.
Основные методологические принципы интерпретации результатов данных экспериментальных исследований состоят в следующем.The main methodological principles for interpreting the results of experimental research are as follows.
Регистрируемый в поверхностных отложениях КПВ является интегральной количественной характеристикой процессов миграции углеводородов от залежи и вторичных эпигенетических изменений, перекрывающих залежь пород. Распределение этого параметра по площади над залежью углеводородов подчиняется определенным закономерностям.CPV recorded in surface sediments is an integral quantitative characteristic of hydrocarbon migration from the reservoir and secondary epigenetic changes that overlap the rock reservoir. The distribution of this parameter over the area above the hydrocarbon reservoir is subject to certain laws.
На основании опыта работы и описанных исследований установлена функциональная зависимость КПВ, характеризующая пространственное распространение контура залежи углеводородов.Based on the experience and the studies described, the functional dependence of the CPV is established, which characterizes the spatial distribution of the contour of the hydrocarbon pool.
Технический результат достигается тем, что на стадии, предшествующей постановке глубокого бурения, осуществляют расчет прогнозной нефтеносности с использованием комплексного параметра вероятности (КПВ).The technical result is achieved by the fact that at the stage preceding the setting of deep drilling, the predicted oil content is calculated using the complex probability parameter (CPV).
Пример конкретного выполненияConcrete example
Предлагаемый способ на примере Шадкинской структуры осуществляют следующим образом. Представленные фигуры поясняют суть изобретения.The proposed method on the example of the Shadkin structure is as follows. The presented figures explain the essence of the invention.
Над сейсмическим локальным объектом проводят геохимическую съемку для определения углеводородного потенциала, шаг съемки опробования 750 м - 250 м до 100 м в зависимости от размеров сейсмического объекта. Для моделирования геохимической вероятности (ГВ) нефтеносности в качестве эталонов используют скважины с набором отличительных характеристик по типу «нефть» и «пусто». По состоянию органических углеводородных соединений в области от С1-С13 до С18 определено наличие глубинного углеводородного потенциала от залежи.A geochemical survey is carried out over a seismic local object to determine the hydrocarbon potential, the sampling step is 750 m - 250 m to 100 m, depending on the size of the seismic object. To model the geochemical probability (GV) of the oil potential, wells with a set of distinctive characteristics of the oil and empty type are used as standards. According to the state of organic hydrocarbon compounds in the region from C1-C13 to C18, the presence of a deep hydrocarbon potential from the reservoir was determined.
На фиг.1 представлен фрагмент результатов геохимического исследования по технологии GORE-SORBER на Шадкинской структуре в виде обширной геохимической аномалии. Установлена ГВ больше 50%, что подтверждает наличие нефтенасыщенных пластов. Поисковая скважина №635 вскрыла нефтенасыщенный пласт До в отложениях кыновского горизонта верхнего девона, в результате чего получено 11 м3/с нефти.Figure 1 presents a fragment of the results of a geochemical study using GORE-SORBER technology on the Shadkinskaya structure in the form of an extensive geochemical anomaly. A GW of more than 50% was established, which confirms the presence of oil-saturated formations. Exploratory well No. 635 discovered the oil-saturated formation Do in the sediments of the Kynovsky horizon of the Upper Devonian, resulting in 11 m 3 / s of oil.
Пробуренная скважина №690, также находящаяся в аномальном поле геохимической вероятности, не подтвердила прогноз о наличии промышленной нефтеносности, в ней по данным керна была обнаружена остаточная нефть, приток нефти не получен. Таким образом, геохимическая аномалия не может характеризовать точный контур перспективы нефтеносности, а лишь определяет наличие либо отсутствие углеводородов на глубине. Изолинии на фиг.1 отражают абсолютные отметки кровли саргаевского горизонта. Треугольником на фиг.1 отмечены проектные скважины, рекомендованные по данным сейсморазведки.Drilled well No. 690, also located in an anomalous field of geochemical probability, did not confirm the forecast for the presence of industrial oil content, according to the core data, residual oil was found in it, oil flow was not obtained. Thus, the geochemical anomaly cannot characterize the exact contour of the oil potential, but only determines the presence or absence of hydrocarbons at depth. The contours in figure 1 reflect the absolute elevation of the roof of the Sargaev horizon. The triangle in figure 1 marks the design wells recommended by seismic data.
После бурения непродуктивной скважины №690 на Шадкинском участке проводят геофизические работы методом ЕП и МП. По результатам обработки материалов полевой съемки были получены карты распределения физических полей ЕП и МП (фиг.2 и 3).After drilling unproductive well No. 690 at the Shadkinskoye site, geophysical work is carried out using the EP and MP method. According to the results of processing field survey materials, maps of the distribution of the physical fields of EP and MP were obtained (Figs. 2 and 3).
Проводят анализ и выбор статистических критериев - значения ЕП, МП, вероятность геохимического поля ГВ и абсолютная отметка (АО) в точках по шагам съемки опробования на сейсмическом объекте (табл.1).The analysis and selection of statistical criteria are carried out - the values of EP, MP, the probability of the geochemical field of the GW and the absolute elevation (AO) at the points along the steps of sampling at a seismic object (Table 1).
Для обучающей выборки выбирают значения узлов построенных сеток параметров в районе скважины №635 - класс «нефть», №690 - класс «ост. нефть», район точки 512907 - класс «пусто». Проведена группировка значений критериев переменной, где строки обучающей выборки отнесены к тому или иному классу, в данном случае 1 - «нефть», 2 - «ост. нефть», 3 - «пусто» (табл.2).For the training sample, the values of the nodes of the constructed parameter grids are selected in the area of well No. 635 - oil class, No. 690 - class “stop. oil ”, area of point 512907 - class“ empty ”. The grouping of the values of the criteria of the variable is carried out, where the rows of the training sample are assigned to one or another class, in this case 1 - “oil”, 2 - “stop. oil ”, 3 -“ empty ”(table 2).
Делают вывод, что установленные различия между заданными выборками неслучайны и отражают действительные отличия между совокупностями («нефть» - «ост. нефть» - «пусто»).They conclude that the established differences between the given samples are not random and reflect the actual differences between the populations (“oil” - “remaining oil” - “empty”).
На основе данных обучающей выборки проводят расчет и анализ дискриминантных функций по следующим параметрам:Based on the data of the training sample, the discriminant functions are calculated and analyzed according to the following parameters:
Wilks - Лямбда Уилкса - параметр для обозначения мощности дискриминации. Его значение меняется от 1 (нет никакой дискриминации) до 0 (полная дискриминация). Чем меньше данная переменная, тем больший вклад она вносит в дискриминацию. Как видно из таблицы, все переменные имеют значения, близкие к нулю, т.е. в обучающей выборке классы 1 - «нефть», 2 - «ост. нефть», 3 - «пусто» хорошо отделены друг от друга. Partial Lambda - частная лямбда Уилкса - это параметр лямбда Уилкса для одиночного вклада соответствующей переменной в дискриминацию между классами «нефть - ост. нефть - пусто». Чем меньше его значение, тем больший вклад вносит переменная в дискриминацию. Из таблицы видно, что наибольший вклад в дискриминацию вносят переменные ГВ и МП.Wilks - Lambda Wilks - parameter to indicate the power of discrimination. Its value varies from 1 (there is no discrimination) to 0 (complete discrimination). The smaller the variable, the greater the contribution it makes to discrimination. As can be seen from the table, all variables have values close to zero, i.e. in the training sample, classes 1 - “oil”, 2 - “stop. oil ”, 3 -“ empty ”well separated from each other. Partial Lambda - Wilks private lambda - this is the Wilks lambda parameter for the single contribution of the corresponding variable to the discrimination between the oil - stop classes oil is empty. ” The smaller its value, the greater the contribution the variable makes to discrimination. The table shows that the variables GV and MP make the largest contribution to discrimination.
F - критерий Фишера - данный критерий выступает как мера информативности переменной, чем он выше, тем больше информативность. Из таблицы видно, что наиболее информативными являются переменные ГВ и МП.F - Fisher's criterion - this criterion acts as a measure of the information content of a variable, the higher it is, the greater the information content. The table shows that the most informative are the variables GV and MP.
Toler - толерантность - мера избыточности переменной относительно совокупности других переменных. Чем меньше толерантность, тем выше уровень избыточности переменной в данной модели. Уровень толерантности=0.01 - является порогом для включения переменной в данную модель. Как видно из таблицы, он намного больше 0.01, поэтому все переменные в модели не избыточны.Toler - tolerance - a measure of the redundancy of a variable relative to the totality of other variables. The lower the tolerance, the higher the level of redundancy of the variable in this model. The level of tolerance = 0.01 - is the threshold for the inclusion of a variable in this model. As can be seen from the table, it is much more than 0.01, so all the variables in the model are not redundant.
p-level - уровень значимости - это показатель, находящийся в убывающей зависимости от надежности результата. Более высокий р-уровень соответствует более низкому уровню доверия к найденной в выборке зависимости между переменными. Именно р-уровень представляет собой вероятность ошибки, связанной с распространением наблюдаемого результата на всю популяцию. Например, р-уровень=0.05 (т.е. 1/20), показывает, что имеется 5% вероятность, что найденная в выборке связь между переменными является лишь случайной особенностью данной выборки. Результаты с р-уровнем<0.001 рассматриваются как статистически высокозначимые. В данном случае р-уровень много меньше 0.001, поэтому все переменные высокозначимые.p-level - significance level - this is an indicator that is in decreasing dependence on the reliability of the result. A higher p-level corresponds to a lower level of confidence in the dependence between the variables found in the sample. It is the p-level that represents the probability of an error related to the distribution of the observed result to the entire population. For example, p-level = 0.05 (i.e. 1/20), shows that there is a 5% chance that the relationship between the variables found in the sample is only a random feature of this sample. Results with a p-level <0.001 are considered statistically highly significant. In this case, the p-level is much less than 0.001, so all variables are highly significant.
В таблице 3 показано, что критерии выборки являются неслучайными, а данные обучающей выборки хорошо дискриминируют модель по классам «нефть - ост. нефть - пусто».Table 3 shows that the sampling criteria are nonrandom, and the data from the training sample discriminate well against the model for the classes “oil - stop. oil is empty. ”
Все значения в обучающей выборке разделены по классам «нефть - ост. нефть - пусто» (таблица 4), т.е. например все 29 строк в обучающей выборке, априорно отнесенные к классу «нефть», в модели также относятся к классу «нефть» и т.д.All values in the training sample are divided into classes “oil - stop. oil is empty ”(table 4), i.e. for example, all 29 lines in the training set, a priori assigned to the class “oil”, in the model also belong to the class “oil”, etc.
В модели «нефть» - «ост. нефть» - «пусто» используется дискриминантная функция: Корень уравнения (значение Х(У))=С+k1*p1+k2*p2…+kn*pn In the model “oil” - “stop. oil "-" empty "the discriminant function is used: The root of the equation (X (Y) value) = С + k 1 * p 1 + k 2 * p 2 ... + k n * p n
Где k1, k2, …kn - коэффициенты переменных, p1, р2,…рn - значения переменных,Where k 1 , k 2 , ... k n are the coefficients of the variables, p 1 , p 2 , ... p n are the values of the variables,
Х (Корень уравнения-1)=С1+k1ГП*р1ГП+k1МП*р1МП+k1ЕП*р1ЕП+k1АО*р1АО X (Root of equation-1) = C 1 + k 1 GP * p 1 GP + k 1MP * p 1MP + k 1EP * p 1EP + k 1AO * p 1AO
У (Корень уравнения-2)=C2+k2ГП*p2ГП+k2MП*p2MП+k2EП*p2EП+k2AO*p2AO Y (Root of Equation-2) = C 2 + k 2GP * p 2GP + k 2MP * p 2MP + k 2EP * p 2EP + k 2AO * p 2AO
для переменных модели «нефть» - «ост. нефть» - «пусто», р1, р2,…рn - значения переменных, С - собственное значение функции.for the variables of the model “oil” - “stop. oil "-" empty ", p 1 , p 2 , ... p n - values of variables, C - eigenvalue of the function.
Рассчитаны коэффициенты переменных ЕП, МП, ГП и АО для каждой функции Х и У (табл.5).The coefficients of the variables EP, MP, GP, and AO were calculated for each function X and Y (Table 5).
Для обучающей выборки были получены значения корней дискриминантных функций 1 и 2 (табл.6), а также значения корней функций для центроидов классов (табл.7), определяющие положение классов.For the training sample, the values of the roots of the
Фиг.4 представляет диаграмму распределения значений обучающей выборки с центроидами классов (табл.6), все три совокупности хорошо отделены друг от друга и не имеют пересечений.Figure 4 is a distribution chart of the values of the training sample with centroids of classes (Table 6), all three sets are well separated from each other and have no intersections.
На основе уравнений дискриминантных функций модели «нефть» - «ост. нефть» - «пусто» получены значения корней уравнений по каждой исследуемой точке (табл.8).Based on the equations of the discriminant functions of the oil model - “stop. oil "-" empty "the values of the roots of the equations for each investigated point are obtained (table 8).
Фиг.5 представляет распределение исследуемых точек относительно совокупностей «нефть», «ост. нефть» и «пусто». Как видно из рисунка, в основном неклассифицированные точки своим расположением тяготеют к той или иной совокупности. Это расположение и определяет их принадлежность к той или иной совокупности с той или иной степенью вероятности в данном двумерном пространстве.Figure 5 represents the distribution of the studied points relative to the sets "oil", "stop. oil "and" empty ". As can be seen from the figure, basically unclassified points by their location gravitate to one or another aggregate. This arrangement determines their belonging to one or another aggregate with varying degrees of probability in a given two-dimensional space.
На основе полученных корней рассчитано расстояния Махаланобиса. Минимум расстояния исследуемой точки до центроида совокупности (расстояния Махаланобиса) определяет ее принадлежность классам «нефть», «ост. нефть» и «пусто». Проводится классификация точек по заданным параметрам «нефть - остаточная нефть - пусто» (фиг.5, табл.9).Based on the obtained roots, the Mahalanobis distances were calculated. The minimum distance of the studied point to the centroid of the aggregate (the distance of the Mahalanobis) determines its belonging to the classes “oil”, “stop. oil "and" empty ". Points are classified according to the given parameters “oil - residual oil - empty” (Fig. 5, Table 9).
Решением кусочно-линейной функции получено значение Z комплексного параметра перспектив нефтеносности или по другому вероятность (КПВ) нефтеносности (табл.9).By solving the piecewise linear function, the Z value of the complex parameter of oil potential prospects or, in another way, the oil potential probability (CPV) is obtained (Table 9).
, где Z - вероятность КПВ, Х - min расстояние Махаланобиса, В - max расстояние Махаланобиса.where Z is the probability of CPV, X is the min Mahalanobis distance, B is the max Mahalanobis distance.
После классификации точек строят карту комплексного параметра вероятности (КПВ) перспектив нефтеносности Шадкинского участка (фиг.6).After the classification of points, a map of the complex probability parameter (LPC) of the oil prospects of the Shadkinsky block is constructed (Fig. 6).
В нашем примере скважины №635 и №690 находятся в одинаковых условиях по данным геохимической съемки (ГВ), но в разных условиях по структурному фактору (АО) и по результатам электромагнитной съемки съемки (ЕП и МП).In our example, wells No. 635 and No. 690 are in the same conditions according to geochemical survey (GW), but in different conditions according to the structural factor (AO) and according to the results of electromagnetic survey survey (EP and MP).
Анализируя карту КПВ, представленную на фиг.5, можно сказать, что контур прогнозной нефтеносности Шадкинского участка существенно сократился относительно геохимической аномалии GORE SORBER.Analyzing the CPV map presented in Fig. 5, it can be said that the contour of the predicted oil content of the Shadkinskoye site significantly decreased relative to the geochemical anomaly of GORE SORBER.
На участке выделяют две зоны, оконтуренные изолинией КПВ с максимальной вероятностью 75% и выше. Первая расположена в центре исследуемой территории в районе скважины №635 с абсолютной отметкой ≈ -1495 м, вторая расположена на северо-западе участка в контуре поднятия в районе проектной скважины №695, ограничиваясь изогипсой по точкам с абсолютной отметкой ≈ -1495 м.Two zones are distinguished on the site, contoured by the CPV contour with a maximum probability of 75% and higher. The first is located in the center of the study area in the area of well No. 635 with an absolute mark of ≈ -1495 m, the second is located in the north-west of the site in the uplift circuit in the area of project well No. 695, limited to iso-gypsum at points with an absolute mark of ≈ -1495 m.
Поднятие, расположенное на северо-западе исследуемого участка (в районе проектной скважины 692), оказалось в бесперспективной области модели КПВ. По результатам моделирования карты комплексного параметра нефтеносности проектная скважина 692 расположена за пределами контура нефтеносности, в зоне остаточной нефтеносности значений КПВ 75-50%. В районе скважины 692 значение КПВ составило 55%.The uplift located in the northwest of the studied area (in the area of the project well 692) turned out to be in the unpromising area of the CPV model. According to the results of modeling the integrated oil parameter parameter map, project well 692 is located outside the oil content circuit, in the zone of residual oil content, the CPV value is 75-50%. In the area of well 692, the KPV value was 55%.
Пробуренная скважина №690 с остаточной нефтеносностью лежит в зоне значений модели КПВ 65%, гипсометрически расположена ниже скважины №635, в неблагоприятных условиях по геофизическим данным (ЕП и МП), кроме того, по линии точек 512796-513240 проходит прогиб, разделяющий северное поднятие.Drilled well No. 690 with residual oil content lies in the KPV model value range of 65%, is located hypsometrically below well No. 635, in adverse conditions according to geophysical data (EP and MP), in addition, there is a deflection along the line of points 512796-513240 that separates the northern elevation .
Рекомендуемые сейсморазведкой проектные скважины №№693 и 694 по данным модели КПВ так же оказались в бесперспективной зоне остаточной нефтеносности, расположены в области значений КПВ ниже 75%. Местоположение проектной скважины 693 по данным модели КПВ в значениях вероятности 67%, скважины 694 в значениях вероятности 55%.The design wells No. 693 and 694 recommended by seismic exploration according to the KPV model data also found themselves in the unpromising zone of residual oil content, located in the KPV range below 75%. The location of the project well 693 according to the CPV model in the probability values of 67%, well 694 in the probability values of 55%.
По рассмотренному примеру установлено, что в результате использования способа поиска и разведки углеводородной залежи по предлагаемому способу прогнозный контур нефтеносности существенно сократился.According to the considered example, it was found that as a result of using the method of prospecting and exploration of a hydrocarbon deposit according to the proposed method, the predicted oil content contour was significantly reduced.
Экономический эффект достигается за счет сокращения геофизических исследований и предотвращения бурения «пустых» скважин.The economic effect is achieved by reducing geophysical exploration and preventing the drilling of "empty" wells.
В результате данных исследований рекомендовано отказаться от бурения скважин №№692, 693 и 694.As a result of these studies, it was recommended to abandon the drilling of wells No. 692, 693 and 694.
Проектная скважина 695 имеет все признаки модели КПВ (вероятность 100%), сходные с признаками продуктивной скважины 635.Project well 695 has all the features of the CPV model (100% probability), similar to the features of
Использование предлагаемого способа позволит выявить новые залежи; картировать мелкие залежи нефти за счет увеличения точности прогноза нефтеносности, снизить расход материальных и финансовых ресурсов за счет экономии средств как при производстве геофизических и газо-геохимических исследований, так и за счет сокращения бурения «пустых» скважин.Using the proposed method will identify new deposits; to map small oil deposits by increasing the accuracy of the oil forecast, to reduce the consumption of material and financial resources by saving money both in the production of geophysical and gas-geochemical studies, and by reducing the drilling of "empty" wells.
Данный способ опробован также на Танайском и Алимовском поднятиях. По результатам исследований способом комплексного параметра вероятности установлено сокращение контура залежи нефти.This method was also tested on Tanay and Alimovsky uplifts. According to the results of studies by the method of the complex probability parameter, a reduction in the contour of the oil pool was established.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011103643/28A RU2446419C1 (en) | 2011-02-02 | 2011-02-02 | Hydrocarbon deposit exploration method |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011103643/28A RU2446419C1 (en) | 2011-02-02 | 2011-02-02 | Hydrocarbon deposit exploration method |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2446419C1 true RU2446419C1 (en) | 2012-03-27 |
Family
ID=46030952
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011103643/28A RU2446419C1 (en) | 2011-02-02 | 2011-02-02 | Hydrocarbon deposit exploration method |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2446419C1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2525644C2 (en) * | 2012-12-12 | 2014-08-20 | Открытое акционерное общество "Государственный научно-исследовательский навигационно-гидрографический институт" (ОАО "ГНИНГИ") | Method of geochemical exploration |
CN113655538A (en) * | 2020-05-12 | 2021-11-16 | 中国石油化工股份有限公司 | Oil and gas chemical exploration anomaly prior constraint discrimination prediction method and system |
RU2781752C1 (en) * | 2021-12-23 | 2022-10-17 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Method for predicting hydrocarbon deposits |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5633590A (en) * | 1986-11-04 | 1997-05-27 | Paramagnetic Logging, Inc. | Formation resistivity measurements from within a cased well used to quantitatively determine the amount of oil and gas present |
RU2200334C1 (en) * | 2002-03-13 | 2003-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Technique for search for hydrocarbon deposits |
RU2206910C2 (en) * | 2001-07-26 | 2003-06-20 | Миколаевский Эрнест Юлианович | Process of search, prospecting and evaluation of performance of deposits of mineral wealth and prediction of tectonic and physical-geological properties of geological media |
RU2298817C2 (en) * | 2005-05-20 | 2007-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for making local prognosis of oil content |
EP2113796A1 (en) * | 2008-04-30 | 2009-11-04 | ExxonMobil Upstream Research Company | Method and Apparatus for Analyzing Three-Dimensional Data |
-
2011
- 2011-02-02 RU RU2011103643/28A patent/RU2446419C1/en active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5633590A (en) * | 1986-11-04 | 1997-05-27 | Paramagnetic Logging, Inc. | Formation resistivity measurements from within a cased well used to quantitatively determine the amount of oil and gas present |
RU2206910C2 (en) * | 2001-07-26 | 2003-06-20 | Миколаевский Эрнест Юлианович | Process of search, prospecting and evaluation of performance of deposits of mineral wealth and prediction of tectonic and physical-geological properties of geological media |
RU2200334C1 (en) * | 2002-03-13 | 2003-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Technique for search for hydrocarbon deposits |
RU2298817C2 (en) * | 2005-05-20 | 2007-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for making local prognosis of oil content |
EP2113796A1 (en) * | 2008-04-30 | 2009-11-04 | ExxonMobil Upstream Research Company | Method and Apparatus for Analyzing Three-Dimensional Data |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2525644C2 (en) * | 2012-12-12 | 2014-08-20 | Открытое акционерное общество "Государственный научно-исследовательский навигационно-гидрографический институт" (ОАО "ГНИНГИ") | Method of geochemical exploration |
CN113655538A (en) * | 2020-05-12 | 2021-11-16 | 中国石油化工股份有限公司 | Oil and gas chemical exploration anomaly prior constraint discrimination prediction method and system |
CN113655538B (en) * | 2020-05-12 | 2024-03-26 | 中国石油化工股份有限公司 | Oil-gas exploration anomaly priori constraint discrimination prediction method and system |
RU2781752C1 (en) * | 2021-12-23 | 2022-10-17 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Method for predicting hydrocarbon deposits |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Tian et al. | Integrated geological-geophysical characterizations of deeply buried fractured-vuggy carbonate reservoirs in Ordovician strata, Tarim Basin | |
US9703006B2 (en) | Method and system for creating history matched simulation models | |
CN110847901B (en) | Method for identifying fluid of underwater compact sandstone reservoir in variable-salinity stratum | |
Wang et al. | Improved methods for determining effective sandstone reservoirs and evaluating hydrocarbon enrichment in petroliferous basins | |
Xiao et al. | A fracture identification method for low-permeability sandstone based on R/S analysis and the finite difference method: A case study from the Chang 6 reservoir in Huaqing oilfield, Ordos Basin | |
CN111090709A (en) | Big data geological analysis method for sandstone-type uranium ore mineralization prediction | |
CN101158724A (en) | Reservoir thickness prediction method based on dipolar wavelet | |
CN103744109A (en) | Method for identifying a weathering crust structure of clastic rock in a area of covering no well | |
CN105572747A (en) | Method for identifying lithology of high-salt potassium-rich region water-flooding oil reservoir clastic rocks | |
Wang et al. | Quantitative evaluation of transport efficiency of fault-reservoir composite migration pathway systems in carbonate petroliferous basins | |
Xu et al. | 3D geostatistical modeling of Lascaux hill from ERT data | |
CN104991286A (en) | Sedimentary facies characterization method based on sedimentary modes | |
CN110412662A (en) | Method for prediction of reservoirs of thin interbeded based on seismic multi-attribute deep learning | |
Hassan et al. | An integrated high-resolution image log, sequence stratigraphy and palynofacies analysis to reconstruct the Albian–Cenomanian basin depositional setting and cyclicity: Insights from the southern Tethys | |
Kianoush et al. | Application of pressure-volume (PV) fractal models in modeling formation pressure and drilling fluid determination in an oilfield of SW Iran | |
CN106033127B (en) | Crustal stress azimuthal seismic Forecasting Methodology based on shear wave velocity rate of change | |
RU2630852C1 (en) | Method of forecast of effective capacity of collectors on basis of received polarization parameters and conductivity for selected type of environment | |
Chen | Flow unit characteristics of fan delta front deposits and its influence on reservoir development-Taking yulou oil bearing sets in some experimental area in west depression in Liaohe Basin in China as an example | |
RU2446419C1 (en) | Hydrocarbon deposit exploration method | |
Yu | Hydraulic unit classification of un-cored intervals/wells and its influence on the productivity performance | |
Kulikowski et al. | Mapping permeable subsurface fracture networks: A case study on the Cooper Basin, Australia | |
Zhang et al. | Data-processing and recognition of seepage and microseepage anomalies of acid-extractable hydrocarbons in the south slope of the Dongying depression, eastern China | |
CN112765527A (en) | Shale gas resource amount calculation method and system | |
CN114114396B (en) | System and method for describing and predicting bench-ground-phase thick-layer limestone sediment phase | |
RU2018887C1 (en) | Method for determining character of saturation of oil-trap beds |