RU2753903C1 - Method for classification of geodynamic state of developed hydrocarbon deposits of oil and gas bearing basin - Google Patents
Method for classification of geodynamic state of developed hydrocarbon deposits of oil and gas bearing basin Download PDFInfo
- Publication number
- RU2753903C1 RU2753903C1 RU2020123185A RU2020123185A RU2753903C1 RU 2753903 C1 RU2753903 C1 RU 2753903C1 RU 2020123185 A RU2020123185 A RU 2020123185A RU 2020123185 A RU2020123185 A RU 2020123185A RU 2753903 C1 RU2753903 C1 RU 2753903C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- geodynamic
- oil
- values
- developed
- gds
- Prior art date
Links
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 86
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 86
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 85
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 31
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 13
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 7
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 7
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 3
- 208000025165 Autoerythrocyte sensitization syndrome Diseases 0.000 abstract 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 8
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 6
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 2
- 231100001261 hazardous Toxicity 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 2
- 101100321304 Bacillus subtilis (strain 168) yxdM gene Proteins 0.000 description 1
- 102100025142 Beta-microseminoprotein Human genes 0.000 description 1
- 102100038395 Granzyme K Human genes 0.000 description 1
- 101001033007 Homo sapiens Granzyme K Proteins 0.000 description 1
- 101100185029 Homo sapiens MSMB gene Proteins 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 230000002547 anomalous effect Effects 0.000 description 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 238000010219 correlation analysis Methods 0.000 description 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000005443 ionospheric plasma Substances 0.000 description 1
- 238000013507 mapping Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000012502 risk assessment Methods 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 230000002123 temporal effect Effects 0.000 description 1
- 238000013316 zoning Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V9/00—Prospecting or detecting by methods not provided for in groups G01V1/00 - G01V8/00
-
- G01V20/00—
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F30/00—Computer-aided design [CAD]
- G06F30/20—Design optimisation, verification or simulation
Abstract
Description
Изобретение относится к области анализа геофизических процессов, его области применения: идентификация геодинамического состояния (ГДС) продуктивных пластов (ПП) и разрабатываемых месторождений углеводородов (УВ) нефтегазоносного бассейна (НГБ), выявление опасных геодинамических процессов, выбор рационального режима разработки месторождений УВ НГБ. Преимущественная область применения - классификация разрабатываемых месторождений УВ НГБ по их геодинамическому состоянию.The invention relates to the field of analysis of geophysical processes, its field of application: identification of the geodynamic state (GDS) of productive strata (PP) and developed hydrocarbon deposits (HC) of an oil and gas basin (NGB), identification of dangerous geodynamic processes, selection of a rational mode of development of HC deposits of NGB. The predominant field of application is the classification of the developed hydrocarbon fields of the NGB according to their geodynamic state.
Согласно проведенного патентного анализа известен способ обнаружения лито-сферных зон переменной геодинамической активности, основанный на анализе данных ионосферных спутниковых измерений магнитной и электрической компонент поля низкочастотных излучений околоземной плазмы с последующим исключением из рассмотрения традиционно возмущенных областей и выделением зон устойчивого наблюдения индуцированных излучений ионосферной плазмы, причем одновременно фиксируют плотность потока электронов низких энергий и температуру окружающей спутник околоземной плазмы, затем выполняют корреляционный анализ для всех сочетаний зарегистрированных параметров, сравнивают полученный результат с данными геолого-геофизического картирования литосферной зоны, расположенной в зоне проекции на Землю орбиты спутника и делают вывод об обнаружении литосферных зон переменной геодинамической активности (см. патент РФ RU 2158942, МПК7 G01V 3/12, 29.10.1999).According to the conducted patent analysis, there is a known method for detecting lithospheric zones of variable geodynamic activity, based on the analysis of data from ionospheric satellite measurements of the magnetic and electric components of the field of low-frequency radiation of near-Earth plasma with the subsequent exclusion from consideration of traditionally disturbed regions and the allocation of zones of stable observation of induced radiation of ionospheric plasma, and simultaneously fix the flux density of low-energy electrons and the temperature of the near-Earth plasma surrounding the satellite, then perform a correlation analysis for all combinations of recorded parameters, compare the result with the data of geological and geophysical mapping of the lithospheric zone located in the projection zone of the satellite's orbit to the Earth, and conclude that lithospheric zones of variable geodynamic activity (see RF patent RU 2158942, IPC 7 G01V 3/12, October 29, 1999).
Способ направлен на исследование физических явлений, происходящих в околоземном космическом пространстве на высотах внешней атмосферы за счет анализа спутниковых результатов одновременных измерений интенсивности магнитной и электрической компонент поля низкочастотных шумовых излучений, плотности потока электронов и температуры окружающей спутник плазмы, а поэтому классифицировать с его помощью разрабатываемые месторождения углеводородов по геодинамическому состоянию нефтегазоносного бассейна не представляется возможным.The method is aimed at studying the physical phenomena occurring in near-earth space at the heights of the outer atmosphere by analyzing the satellite results of simultaneous measurements of the intensity of the magnetic and electric components of the low-frequency noise field, the electron flux density and the temperature of the plasma surrounding the satellite, and therefore to classify the developed deposits with it hydrocarbons on the geodynamic state of the oil and gas basin is not possible.
Известен способ анализа геодинамического полигона многоцелевого назначения по полезной модели, содержащей наземный полигон (НП), мобильное средство наблюдения (МСН) и центр сбора, регистрации и обработки информации (ЦСРО), при этом НП включает опорные пункты (ОП) для измерения параметров геофизических полей (ПГП), размещаемые посредством МСН на ОП НП средства измерения ПГП, средство высокоточной геодезической привязки ОП и средство первичной регистрации данных (ПРД), средства измерения ПГП выполнены в виде гравиметрической, и/или магнитометрической, и/или электрометрической, и/или термометрической, и/или сейсмометрической аппаратуры, в качестве средства высокоточной геодезической привязки ОП использована дифференциальная система спутниковой навигации (ДССН), а НП и МСН выполнены с возможностью передачи информации ПРД в ЦСРО, НП выполнен с возможностью измерения векторного поля региональных геодинамических деформаций, а также мониторинга локальных сдвиговых характеристик грунтов и включает ОП в виде N реперов, представляющих собой монолитные бетонные фундаменты, жестко связанные в подземной части с коренной геологической породой и снабженные в надземной части средством для высокоточной стационарной установки антенны ДССН и датчиков ПГП (см. патент на полезную модель №18314, МПК G01V, 20.02.2001).There is a method for analyzing a multipurpose geodynamic polygon according to a utility model containing a ground polygon (NP), a mobile observation device (MSN) and a center for collecting, registering and processing information (CSRO), while the NP includes control points (OP) for measuring the parameters of geophysical fields (GWP), GWP measuring instruments, placed by means of the MSN on the OP NP, a means of high-precision geodetic referencing of the OP and a means of primary data recording (PRD), GWP measuring instruments are made in the form of gravimetric, and / or magnetometric, and / or electrometric, and / or thermometric , and / or seismometric equipment, as a means of high-precision geodetic referencing of the OP, a differential satellite navigation system (PRSS) is used, and the NP and MSN are made with the possibility of transmitting information to the PRD in the CSRO, the NP is made with the possibility of measuring the vector field of regional geodynamic deformations, as well as monitoring local shear characteristics of soils and It consists of an OP in the form of N benchmarks, which are monolithic concrete foundations rigidly connected in the underground part with the bedrock and equipped in the aboveground part with a means for high-precision stationary installation of the PRSP antenna and GWP sensors (see. utility model patent No. 18314, IPC G01V, 20.02.2001).
Недостаток способа в направленности на исследование зон, в которых пролегают нефте- и газопроводы, а также необходимости в геодезической привязке с использованием дифференциальной системы спутниковой навигации.The disadvantage of this method is in focusing on the study of zones in which oil and gas pipelines run, as well as the need for geodetic referencing using a differential satellite navigation system.
Известен способ оценки влияния факторов на безопасность эксплуатации подземного хранилища газа (ПХГ) в пористом пласте, предназначенный для определения влияния различных природно-техногенных процессов на безопасность эксплуатации ПХГ. Способ включает создание полигона и проведение на нем комплексного мониторинга, построение карты по его результатам и прогнозирование возникновения чрезвычайных природно-техногенных событий, причем комплексный мониторинг проводят на региональном и локальном этапах по аэрокосмическому, деформационному, геофизическому, гидрогеологическому и флюидодинамическому блокам с использованием различной пространственно-временной детальности измерений, затем разрабатывают классификацию критериальных показателей для оценки риска и сравнивают рассчитанные показатели с критериальными, оценивают интенсивность проявления опасных техногенно-индуцированных процессов по единому суммарному коэффициенту состояния ПХГ, который сравнивают с предварительно рассчитанным критериальным коэффициентом и строят итоговую карту ранжирования территории по степени опасности (см. патент РФ №2423306, МПК: B65G 5/00; G01V 11/00; Е21 В 47/00, 24.02.2010).There is a known method for assessing the influence of factors on the safety of operation of an underground gas storage (UGS) in a porous layer, designed to determine the impact of various natural and man-made processes on the safety of UGS operations. The method includes creating a landfill and carrying out integrated monitoring on it, building a map based on its results and predicting the occurrence of extreme natural and man-made events, and complex monitoring is carried out at the regional and local stages in aerospace, deformation, geophysical, hydrogeological and fluid-dynamic blocks using different spatial the temporal detail of measurements, then a classification of criterion indicators for risk assessment is developed and the calculated indicators are compared with criterial ones, the intensity of manifestation of hazardous technogenic-induced processes is estimated according to a single total coefficient of the UGS state, which is compared with the pre-calculated criterion coefficient and a final map of the territory ranking according to the degree of danger is built (see RF patent No. 2423306, IPC:
Способ направлен на повышение надежности и безопасности эксплуатации ПХГ с определением влияния природно-техногенных процессов, но не позволяет классифицировать с его помощью разрабатываемые месторождения УВ по геодинамическому состоянию всего нефтегазоносного бассейна не представляется возможным, что является его основным недостатком.The method is aimed at increasing the reliability and safety of the UGS operation with the determination of the influence of natural-man-made processes, but it does not allow to classify the developed hydrocarbon fields by the geodynamic state of the entire oil and gas basin, which is its main disadvantage.
Известен способ идентификации зон опасности сооружений, относящийся к области строительства и эксплуатации подземных и наземных сооружений и предназначенный для изучения строения и современной геодинамики земной коры с осуществлением прогноза степени активизации деформационных процессов при поиске, разведке и эксплуатации месторождений полезных ископаемых. Способ предусматривает проведение наземных и/или спутниковых повторных геодезических измерений земной поверхности в наблюдательных пунктах с одновременным измерением вертикальных и горизонтальных смещений, далее определяют амплитуды вертикальных и горизонтальных аномальных смещений земной поверхности, определяют величины относительных вертикальных и горизонтальных деформаций, по величинам которых судят об опасности для подземного или наземного сооружения, расположенного на этом участке земной поверхности (см. патент РФ №2467359, G01V 9/00, 16.06.2011).A known method of identifying hazard zones of structures related to the construction and operation of underground and surface structures and intended for studying the structure and modern geodynamics of the earth's crust with the implementation of the forecast of the degree of activation of deformation processes in the search, exploration and operation of mineral deposits. The method provides for conducting ground and / or satellite repeated geodetic measurements of the earth's surface at observation points with simultaneous measurement of vertical and horizontal displacements, then determining the amplitudes of vertical and horizontal anomalous displacements of the earth's surface, determining the values of relative vertical and horizontal deformations, the values of which are used to judge the danger to an underground or surface structure located on this site of the earth's surface (see RF patent No. 2467359,
Способ направлен на повышение надежности строительства и безопасности эксплуатации сооружений с необходимостью повторных геодезических измерений земной поверхности в наблюдательных пунктах, но классифицировать с его помощью разрабатываемые месторождения углеводородов по геодинамическому состоянию нефтегазоносного бассейна не представляется возможным, что является основным его недостатком.The method is aimed at increasing the reliability of construction and safety of operation of structures with the need for repeated geodetic measurements of the earth's surface at observation points, but it is not possible to classify developed hydrocarbon deposits by the geodynamic state of the oil and gas basin using it, which is its main drawback.
Более близок к предлагаемому изобретению является способ определения геодинамической активности недр разрабатываемого месторождения углеводородов (УВ), при котором устанавливают сейсмические станции и регистрируют с их помощью сейсмические сигналы, объединяют сейсмические станции в сейсмологическую сеть из расчета не менее трех станций на 10000 км2, интегрируют данные о сейсмической активности недр разрабатываемого месторождения УВ, задают пороговое значение выделившейся сейсмической энергии на 10000 км2, сравнивают интегрированные данные с заданным пороговым значением, и если порог не превышен, то продолжают интегрировать данные, а если превышен, то проводят геодинамическое районирование недр разрабатываемого месторождения УВ с его окрестностями с разрешением не более 100 км2, выделяют участки с аномально высокой геодинамической активностью, на которых уплотняют сейсмологическую сеть за счет добавления на каждом не менее двух сейсмических станций с их размещением на расстоянии от 3 до 5 км друг от друга, находят сейсмически активные структуры геологической среды разрабатываемого месторождения УВ и с их учетом определяют деформации земной поверхности на выделенных участках, определяют величину геодинамической активности каждого выделенного участка по агрегированной модели с использованием нормированных частных показателей геодинамической активности и их весовых коэффициентов, причем выбор частных показателей геодинамической активности осуществляют с учетом особенностей разрабатываемого месторождения УВ из предложенного перечня, затем присваивают найденные величины геодинамической активности выделенным участкам, строят вектор, компонентами которого берут полученные значения геодинамической активности выделенных участков, после чего определяют модуль вектора, нормированного по количеству выделенных участков, и по величине модуля вектора судят в диапазоне от 0 до 1 о геодинамической активности недр разрабатываемого месторождения УВ с его окрестностями. (см. патент RU №2575469, МПК: G01V 9/00; G01V 1/28. Дата подачи заявки 12.11.2014. Опубл. 20.02.2016. Бюл. №5)Closer to the proposed invention is a method for determining the geodynamic activity of the subsoil of a developed hydrocarbon (HC) field, in which seismic stations are installed and seismic signals are recorded with their help, seismic stations are combined into a seismological network at the rate of at least three stations per 10,000 km 2 , data are integrated on the seismic activity of the subsoil of the hydrocarbon field being developed, set the threshold value of the released seismic energy per 10,000 km 2 , compare the integrated data with the predetermined threshold value, and if the threshold is not exceeded, then continue to integrate the data, and if it is exceeded, geodynamic zoning of the subsoil of the developed HC field is carried out with the surrounding area with a resolution of not more than 100 km 2, isolated areas with abnormally high geodynamic activity in which seismological densified network by adding to each of at least two seismic stations with their arrangement at a distance of
Общими признаками предлагаемого технического решения и прототипа являются определение геодинамических параметров, характеризующих геодинамическое состояние (ГДС) продуктивных пластов (ПП) и разрабатываемых месторождений углеводородов (УВ) нефтегазоносного бассейна (НБР). Однако, способ по прототипу направлен на определение геодинамической активности недр единичного разрабатываемого месторождения УВ, но классифицировать по геодинамическому состоянию разрабатываемые месторождения углеводородов нефтегазоносного бассейна не представляется возможным, что является основным его недостатком.The common features of the proposed technical solution and prototype are the determination of geodynamic parameters characterizing the geodynamic state (GDS) of productive strata (PP) and developed hydrocarbon (HC) fields of an oil and gas basin (NBR). However, the prototype method is aimed at determining the geodynamic activity of the subsoil of a single developed hydrocarbon field, but it is not possible to classify the developed hydrocarbon fields of an oil and gas basin by geodynamic state, which is its main disadvantage.
Технический результат, достигаемый при использовании настоящего изобретения, заключается в существенном повышении эффективности оценки геодинамического состояния множества разрабатываемых месторождений УВ нефтегазоносного бассейна.The technical result achieved with the use of the present invention consists in a significant increase in the efficiency of assessing the geodynamic state of a plurality of developed hydrocarbon fields in an oil and gas basin.
Задача решается тем, что в предложенном способе классификации геодинамического состояния (ГДС) разрабатываемых месторождений углеводородов нефтегазоносного бассейна (НГР) последовательно выполняют четыре этапа: подготавливают геодинамические данные продуктивных пластов (ПП); определяют ГДС ПП; находят ГДС разрабатываемых месторождений углеводородов (УВ) НГБ и строят классификацию ГДС разрабатываемых месторождений УВ нефтегазоносного бассейна.The problem is solved by the fact that in the proposed method for the classification of the geodynamic state (GDS) of the developed hydrocarbon fields of the oil and gas basin (OGR), four stages are sequentially performed: geodynamic data of the productive strata (PP) are prepared; determine GDS PP; find the GDS of the developed hydrocarbon fields (HC) of the oil and gas basin and build a classification of the GDS of the developed hydrocarbon fields of the oil and gas basin.
На первом этапе отсеивают законсервированные месторождения УВ НГБ, подсчитывают общее количество продуктивных пластов и ПП в каждом месторождении, а также количество разрабатываемых месторождений УВ НГБ, составляют открытый перечень геодинамических параметров, например: средняя глубина залегания; площадь нефте/газоносности; средняя толщина продуктивного пласта; средняя эффективная нефтенасыщенная толщина; коэффициент пористости; коэффициент нефтенасыщенности; коэффициент проницаемости; коэффициент песчанистости; коэффициент расчлененности; коэффициент вязкости нефти в пластовых условиях; плотность нефти в пластовых условиях; объемный коэффициент нефти; коэффициент продуктивности; падение пластового давления; частота тектонических нарушений; плотность сети пробуренных скважин; площадь месторождения; количество гидроразрывов; определяют значения геодинамических параметров для каждого ПП, находят максимальные значения каждого геодинамического параметра среди соответствующих параметров всех продуктивных пластов разрабатываемых месторождений НГБ, принимают базовые значения параметров перечня, ориентируясь на найденные максимальные значения и нормируют в диапазоне от 0 до 1 значения геодинамических параметров для каждого ПП.At the first stage, suspended oil and gas hydrocarbon deposits are screened out, the total number of productive strata and PP in each field is counted, as well as the number of oil and gas hydrocarbon deposits being developed, an open list of geodynamic parameters is drawn up, for example: average depth of occurrence; oil / gas content area; the average thickness of the reservoir; average net oil pay; porosity coefficient; oil saturation coefficient; permeability coefficient; net-to-gross ratio; dismemberment factor; oil viscosity coefficient in reservoir conditions; oil density in reservoir conditions; volumetric ratio of oil; productivity factor; drop in reservoir pressure; frequency of tectonic disturbances; density of the network of drilled wells; deposit area; number of hydraulic fractures; determine the values of geodynamic parameters for each PP, find the maximum values of each geodynamic parameter among the corresponding parameters of all productive strata of the developed oil and gas fields, take the basic values of the parameters of the list, focusing on the maximum values found and normalize the values of geodynamic parameters for each PP in the range from 0 to 1.
На следующем втором этапе преобразуют перечень параметров в ранжированный по степени важности ограниченный список геодинамических параметров, выбирают для ПП каждого месторождения из найденных нормированных значений соответствующие величины, находят для ПП каждого месторождения коэффициенты весомости параметров, входящих в ограниченный ранжированный список, вычисляют с использованием результатов ранжирования величину агрегированной модели для каждого продуктивного пласта, присваивают найденные величины агрегированных моделей соответствующим значениям геодинамического состояния продуктивных пластов.At the next second stage, the list of parameters is converted into a limited list of geodynamic parameters ranked according to the degree of importance, the corresponding values are selected for the PP of each field from the found normalized values, the weight coefficients of the parameters included in the limited ranked list are found for the PP of each field, the value is calculated using the ranking results the aggregated model for each reservoir, assign the found values of the aggregated models to the corresponding values of the geodynamic state of the reservoir.
После чего переходят к следующему третьему этапу, на котором ранжируют по геодинамическому состоянию продуктивные пласты в каждом месторождении НГБ, определяют для ПП в каждом месторождении соответствующие весовые коэффициенты, определяют величины агрегированных моделей для каждого месторождения НГБ, ставят в соответствие найденные величины агрегированных моделей соответствующим значениям ГДС разрабатываемых месторождений УВ нефтегазоносного бассейна.Then they move on to the next third stage, at which the productive formations in each oil and gas field are ranked according to the geodynamic state, the corresponding weight coefficients are determined for the PP in each field, the values of the aggregated models for each oil and gas field are determined, the found values of the aggregated models are matched to the corresponding values of the wellbore of the developed hydrocarbon fields of the oil and gas basin.
Затем, переходят к заключительному четвертому этапу построения искомой классификации, на котором определяют оптимальное количество интервалов геодинамического состояния разрабатываемых месторождений, находят диапазон изменения ГДС месторождений УВ НГБ, определяют величину интервала, вычисляют границы интервалов, определяют количество месторождений, попавших в каждый интервал, строят соответствующую гистограмму и определяют с использованием критериев согласия при выбранной доверительной вероятности закон распределения геодинамических состояний разрабатываемых месторождений УВ нефтегазоносного бассейна. После каждого нового определения значений геодинамических параметров этапы и операции в заданной последовательности повторяют.Then, they proceed to the final fourth stage of building the desired classification, at which the optimal number of intervals of the geodynamic state of the developed fields is determined, the range of variation of the GDS of hydrocarbon oil fields is found, the size of the interval is determined, the boundaries of the intervals are calculated, the number of deposits in each interval is determined, the corresponding histogram is plotted and the law of distribution of geodynamic states of the developed hydrocarbon fields of the oil and gas basin is determined using the goodness of fit criteria at the selected confidence level. After each new determination of the values of geodynamic parameters, the steps and operations are repeated in a given sequence.
Совокупность существенных признаков способа классификации геодинамического состояния разрабатываемых месторождений углеводородов нефтегазоносного бассейна достаточна для достижения технического результата, который может быть получен при осуществлении изобретения, причем она обеспечивает получение технического результата во всех случаях, на которые распространяется испрашиваемый объем правовой охраны.The set of essential features of the method for classifying the geodynamic state of the developed hydrocarbon deposits in an oil and gas basin is sufficient to achieve the technical result that can be obtained by implementing the invention, and it provides a technical result in all cases covered by the requested scope of legal protection.
Графическая часть включает в себя: фиг.1, на которой изображена функциональная схема способа классификации геодинамического состояния разрабатываемых месторождений углеводородов нефтегазоносного бассейна; фиг.2, на которой приведена карта месторождений полезных ископаемых, увязанная с государственным балансом запасов (ГБЗ), в том числе отражены месторождения УВ выбранного НГБ; фиг.3, на которой приведен фрагмент списка месторождений УВ нефтегазоносного бассейна; фиг.4 - значения геодинамических параметров продуктивных пластов (фрагмент) Баклановского поднятия, отн. ед.; фиг.5 - фрагмент значений агрегированных моделей ГДС продуктивных пластов; фиг.6 - фрагмент значений агрегированных моделей ГДС разрабатываемых месторождений УВ выбранного НГБ; фиг.7 - гистограмма с количеством разрабатываемых месторождений УВ, попавших в каждый из шести интервалов, построенные по экспериментальным и теоретическим данным.The graphical part includes: Fig. 1, which shows a functional diagram of a method for classifying the geodynamic state of developed hydrocarbon fields in an oil and gas basin; Fig. 2, which shows a map of mineral deposits linked to the state balance of reserves (GBZ), including the hydrocarbon deposits of the selected NGB; Fig. 3, which shows a fragment of a list of hydrocarbon fields in an oil and gas basin; Fig. 4 - the values of the geodynamic parameters of the productive layers (fragment) of the Baklanovskiy uplift, rel. units; Fig. 5 is a fragment of the values of the aggregated models of GDS of productive formations; 6 - a fragment of the values of the aggregated models of the GDS of the developed hydrocarbon fields of the selected oil and gas basin; Fig. 7 is a histogram with the number of developed hydrocarbon fields in each of the six intervals, constructed from experimental and theoretical data.
Способ классификации геодинамического состояния разрабатываемых месторождений углеводородов нефтегазоносного бассейна включает в себя следующие этапы и операции (фиг.1). Последовательно выполняют четыре этапа: 1 - подготавливают геодинамические данные; 2 - определяют ГДС продуктивных пластов (ПП); 3 - находят ГДС разрабатываемых месторождений УВ нефтегазоносного бассейна и 4 - строят классификацию разрабатываемых месторождений УВ.The method for classifying the geodynamic state of the developed hydrocarbon fields in an oil and gas basin includes the following stages and operations (Fig. 1). Four stages are carried out sequentially: 1 - geodynamic data is prepared; 2 - determine the GDS of productive formations (PP); 3 - find the GDS of the developed hydrocarbon fields of the oil and gas basin and 4 - build the classification of the developed hydrocarbon fields.
Причем, на этапе (1): 1.1 - отсеивают законсервированные месторождения углеводородов (УВ) нефтегазоносного бассейна; 1.2 - подсчитывают общее количество и количество в каждом разрабатываемом месторождении УВ ПП, а также количество разрабатываемых месторождений УВ в НГБ; 1.3 - составляют открытый перечень геодинамических параметров, например: средняя глубина залегания; площадь нефте/газоносности; средняя толщина продуктивного пласта; средняя эффективная нефтенасыщенная толщина; коэффициент пористости; коэффициент нефтенасыщенности; коэффициент проницаемости; коэффициент песчанистости; коэффициент расчлененности; коэффициент вязкости нефти в пластовых условиях; плотность нефти в пластовых условиях; объемный коэффициент нефти; коэффициент продуктивности; падение пластового давления; частота тектонических нарушений; плотность сети пробуренных скважин; площадь месторождения; количество гидроразрывов; …; 1.4 - определяют значения геодинамических параметров для каждого ПП; 1.5 - находят максимальные значения каждого выбранного геодинамического параметра среди соответствующих параметров всех продуктивных пластов разрабатываемых месторождений нефтегазоносного бассейна; 1.6 - принимают базовые значения геодинамических параметров перечня, ориентируясь на найденные максимальные значения и 1.7 - нормируют значения геодинамических параметров для всех ПП нефтегазоносного бассейна путем деления абсолютных значений на соответствующие базовые значения той же размерности.Moreover, at stage (1): 1.1 - weed out the suspended hydrocarbon (HC) deposits of the oil and gas basin; 1.2 - calculate the total amount and quantity in each developed hydrocarbon field of PP, as well as the number of developed HC fields in the oil and gas basin; 1.3 - make up an open list of geodynamic parameters, for example: average depth of occurrence; oil / gas content area; the average thickness of the reservoir; average net oil pay; porosity coefficient; oil saturation coefficient; permeability coefficient; net-to-gross ratio; dismemberment factor; oil viscosity coefficient in reservoir conditions; oil density in reservoir conditions; volumetric ratio of oil; productivity factor; drop in reservoir pressure; frequency of tectonic disturbances; density of the network of drilled wells; deposit area; number of hydraulic fractures; ...; 1.4 - determine the values of geodynamic parameters for each PP; 1.5 - find the maximum values of each selected geodynamic parameter among the corresponding parameters of all productive strata of the developed fields of the oil and gas basin; 1.6 - take the basic values of the geodynamic parameters of the list, focusing on the maximum values found; and 1.7 - normalize the values of the geodynamic parameters for all PP of the oil and gas basin by dividing the absolute values by the corresponding basic values of the same dimension.
На этапе (2): 2.1 - преобразуют перечень параметров в ранжированный по степени важности ограниченный список геодинамических параметров; 2.2 - выбирают для ПП каждого месторождения из найденных нормированных значений соответствующие значения геодинамических параметров; 2.3 - находят для ПП каждого месторождения коэффициенты весомости геодинамических параметров, входящих в ранжированный список; 2.4 - вычисляют с использованием результатов ранжирования величину агрегированной модели для каждого продуктивного пласта; 2.5 - присваивают найденные величины агрегированных моделей соответствующим значениям геодинамического состояния ПП.At stage (2): 2.1 - transform the list of parameters into a limited list of geodynamic parameters, ranked according to the degree of importance; 2.2 - select the corresponding values of geodynamic parameters for the PP of each field from the found normalized values; 2.3 - find the weighting coefficients of the geodynamic parameters included in the ranked list for the PP of each field; 2.4 - the value of the aggregated model for each reservoir is calculated using the ranking results; 2.5 - assign the found values of the aggregated models to the corresponding values of the geodynamic state of the PP.
Переходят к этапу (3), на котором: 3.1 - ранжируют ПП в каждом месторождении по найденному геодинамическому состоянию; 3.2 - определяют для ПП в каждом месторождении соответствующие весовые коэффициенты, 3.3 - определяют величины агрегированных моделей для каждого месторождения нефтегазоносного бассейна; 3.4 - ставят в соответствие найденные величины агрегированных моделей соответствующим геодинамическим состояниям разрабатываемых месторождений нефтегазоносного бассейна.Go to stage (3), at which: 3.1 - rank PP in each field according to the found geodynamic state; 3.2 - determine the corresponding weighting factors for the PP in each field, 3.3 - determine the values of the aggregated models for each field of the oil and gas basin; 3.4 - the found values of the aggregated models are matched to the corresponding geodynamic states of the fields being developed in the oil and gas basin.
На этапе (4) для построения искомой классификации: 4.1 - определяют оптимальное количество интервалов геодинамического состояния разрабатываемых месторождений; 4.2 - находят диапазон изменения геодинамического состояния месторождений за счет нахождения максимального и минимального значений и определения их разности; 4.3 - определяют величину интервала за счет деления диапазона на оптимальное количество интервалов, 4.4 - вычисляют границы интервалов, путем прибавления к левой границе каждого интервала величины интервала; 4.5 - определяют количество с названиями месторождений, попавших в каждый интервал; 4.6 - строят соответствующую гистограмму; 4.7 - определяют с использованием критериев согласия при выбранной доверительной вероятности и соответствующем числе степеней свободы закон распределения ГДС разрабатываемых месторождений УВ НГБ и 4.8 - повторяют операции в заданной последовательности после каждого нового определения значений геодинамических параметров.At stage (4) to build the desired classification: 4.1 - determine the optimal number of intervals of the geodynamic state of the developed fields; 4.2 - find the range of changes in the geodynamic state of deposits by finding the maximum and minimum values and determining their difference; 4.3 - determine the size of the interval by dividing the range by the optimal number of intervals, 4.4 - calculate the boundaries of the intervals by adding the value of the interval to the left border of each interval; 4.5 - determine the quantity with the names of the deposits in each interval; 4.6 - build the corresponding histogram; 4.7 - the law of GDS distribution of the developed hydrocarbon oil and gas fields is determined using the goodness-of-fit criteria at the selected confidence level and the corresponding number of degrees of freedom; and 4.8 - the operations are repeated in a given sequence after each new determination of the values of geodynamic parameters.
Способ классификации геодинамического состояния разрабатываемых месторождений углеводородов нефтегазоносного бассейна осуществляют следующим образом (см. фиг.1). Последовательно выполняют четыре этапа: подготавливают (1) геодинамические данные; определяют (2) геодинамическое состояние (ГДС) продуктивных пластов (ПП); находят (3) ГДС разрабатываемых месторождений УВ нефтегазоносного бассейна и строят (4) классификацию ГДС разрабатываемых месторождений УВ НГБ, причем на этапе (1): отсеивают (1.1) законсервированные месторождения УВ НГБ, подсчитывают (1.2) общее количество ПП и ПП в каждом месторождении, а также количество разрабатываемых месторождений УВ в НГБ, составляют (1.3) открытый перечень геодинамических параметров, например: средняя глубина залегания; площадь нефте/газоносности; средняя толщина продуктивного пласта; средняя эффективная нефтенасыщенная толщина; коэффициент пористости; коэффициент нефтенасыщенности; коэффициент проницаемости; коэффициент песчанистости; коэффициент расчлененности; коэффициент вязкости нефти в пластовых условиях; плотность нефти в пластовых условиях; объемный коэффициент нефти; коэффициент продуктивности; падение пластового давления; частота тектонических нарушений; плотность сети пробуренных скважин; площадь месторождения; количество гидроразрывов; …; определяют (1.4) для каждого ПП значения выбранных геодинамических параметров, входящих в перечень; находят (1.5) максимальные значения каждого выбранного геодинамического параметра среди соответствующих параметров всех продуктивных пластов; принимают (1.6) базовые значения выбранных геодинамических параметров, ориентируясь на найденные максимальные значения и нормируют (1.7) значения геодинамических параметров для каждого ПП путем деления абсолютных значений на соответствующие базовые значения той же размерности, на этапе (2) преобразуют (2.1) открытый перечень геодинамических параметров в ранжированный по степени важности ограниченный список; выбирают (2.2) для ПП каждого месторождения из найденных нормированных значений соответствующие величины; находят (2.3) для ПП каждого месторождения коэффициенты весомости геодинамических параметров, входящих в ранжированный список; вычисляют (2.4) с использованием результатов ранжирования величину агрегированной модели для каждого продуктивного пласта; присваивают (2.5) найденные величины агрегированных моделей соответствующим значениям геодинамического состояния ПП, после чего на этапе (3) ранжируют (3.1) продуктивные пласты в каждом месторождении по найденному геодинамическому состоянию; определяют (3.2) для ПП в каждом месторождении соответствующие весовые коэффициенты; определяют (3.3) величины агрегированных моделей для каждого месторождения УВ нефтегазоносного бассейна; ставят (3.4) в соответствие найденные величины агрегированных моделей соответствующим геодинамическим состояниям разрабатываемых месторождений НГБ, затем на этапе (4) для построения искомой классификации определяют (4.1) оптимальное количество интервалов геодинамического состояния разрабатываемых месторождений; находят (4.2) диапазон изменения ГДС месторождений УВ за счет нахождения максимального и минимального значений и определения их разности; определяют (4.3) величину интервала за счет деления диапазона на оптимальное количество интервалов; вычисляют (4.4) границы интервалов; определяют (4.5) количество с названиями месторождений, попавших в каждый интервал; строят (4.6) соответствующую гистограмму; определяют (4.7) с использованием критериев согласия при выбранной доверительной вероятности и соответствующем числе степеней свободы закон распределения ГДС разрабатываемых месторождений УВ НГБ и повторяют (4.8) этапы и операции в заданной последовательности после каждого нового определения значений геодинамических параметров.The method of classification of the geodynamic state of the developed hydrocarbon deposits of the oil and gas basin is carried out as follows (see figure 1). Four stages are performed sequentially: prepare (1) geodynamic data; determine (2) the geodynamic state (GDS) of productive strata (PP); find (3) GDS of the developed hydrocarbon fields of the oil and gas basin and build (4) the classification of the GDS of the developed hydrocarbon fields of the oil and gas basin, and at stage (1): weed out (1.1) the suspended hydrocarbon fields of the oil and gas basin, calculate (1.2) the total number of PP and PP in each field , as well as the number of developed hydrocarbon fields in the oil and gas basin, constitute (1.3) an open list of geodynamic parameters, for example: average depth of occurrence; oil / gas content area; the average thickness of the reservoir; average net oil pay; porosity coefficient; oil saturation coefficient; permeability coefficient; net-to-gross ratio; dismemberment factor; oil viscosity coefficient in reservoir conditions; oil density in reservoir conditions; volumetric ratio of oil; productivity factor; drop in reservoir pressure; frequency of tectonic disturbances; density of the network of drilled wells; deposit area; number of hydraulic fractures; ...; determine (1.4) for each PP the values of the selected geodynamic parameters included in the list; find (1.5) the maximum values of each selected geodynamic parameter among the corresponding parameters of all productive strata; take (1.6) the basic values of the selected geodynamic parameters, focusing on the maximum values found and normalize (1.7) the values of the geodynamic parameters for each PP by dividing the absolute values by the corresponding basic values of the same dimension, at stage (2) transform (2.1) an open list of geodynamic parameters in a limited list ranked according to the degree of importance; select (2.2) for the PP of each field from the found normalized values of the corresponding values; find (2.3) for the PP of each field the weighting coefficients of the geodynamic parameters included in the ranked list; calculate (2.4) using the ranking results the value of the aggregated model for each reservoir; assign (2.5) the found values of the aggregated models to the corresponding values of the geodynamic state of the PP, after which, at stage (3), rank (3.1) the productive strata in each field according to the found geodynamic state; determine (3.2) for PP in each field the corresponding weighting factors; determine (3.3) the values of the aggregated models for each hydrocarbon field of the oil and gas basin; put (3.4) in correspondence with the found values of the aggregated models to the corresponding geodynamic states of the developed oil and gas fields, then at stage (4) to construct the desired classification, determine (4.1) the optimal number of intervals of the geodynamic state of the fields being developed; find (4.2) the range of variation of the GDS of hydrocarbon fields by finding the maximum and minimum values and determining their difference; determine (4.3) the value of the interval by dividing the range into the optimal number of intervals; calculate (4.4) the boundaries of the intervals; determine (4.5) the quantity with the names of the deposits that fall into each interval; build (4.6) the corresponding histogram; determine (4.7) using the goodness-of-fit criteria at the selected confidence level and the corresponding number of degrees of freedom, the distribution law of the GDS of the developed hydrocarbon oil fields and repeat (4.8) the stages and operations in a given sequence after each new determination of the values of geodynamic parameters.
В качестве примера реализации способа классификации ГДС разрабатываемых месторождений УВ НГБ, функциональная схема которого изображена на фиг.1, рассмотрим нефтегазоносный бассейн в западной части Оренбургской области с месторождениями нефти и газа, принадлежащими Волго-Уральской и Прикаспийской нефтегазоносным провинциям, карта которого, увязанная с государственным балансом запасов (ГБЗ), приведена на фиг.2.As an example of the implementation of the method for classifying the GDS of the developed hydrocarbon oil and gas fields, the functional diagram of which is shown in Fig. 1, consider the oil and gas basin in the western part of the Orenburg region with oil and gas fields belonging to the Volga-Ural and Caspian oil and gas provinces, the map of which, linked to the state balance of reserves (GBZ), is shown in figure 2.
Подготавливают (1) на первом этапе геодинамические данные, в частности, отсеивают (1.1) законсервированные месторождения УВ НГБ (см. на фиг.3 с фрагментом списка месторождений УВ НГБ п. 30, под которым обозначено законсервированное Новофедоровское месторождение), подсчитывают (1.2) общее количество продуктивных пластов (около 400) и ПП в каждом разрабатываемом месторождении УВ, а также количество разрабатываемых месторождений УВ (учтено 56) НГБ, составляют (1.3) открытый перечень геодинамических параметров, характеризующих геодинамическое состояние ПП и разрабатываемых месторождений УВ НГБ. В перечень вошли следующие параметры: средняя глубина залегания; площадь нефте/газоносности; средняя толщина продуктивного пласта; средняя эффективная нефтенасыщенная толщина; коэффициент пористости; коэффициент нефтенасыщенности; коэффициент проницаемости; коэффициент песчанистости; коэффициент расчлененности; коэффициент вязкости нефти в пластовых условиях; плотность нефти в пластовых условиях; объемный коэффициент нефти; коэффициент продуктивности; падение пластового давления; частота тектонических нарушений; плотность сети пробуренных скважин; площадь месторождения; количество гидроразрывов, определяют (1.4) значения выбранных геодинамических параметров, входящих в перечень, для каждого ПП, находят (1.5) максимальные значения каждого выбранного параметра среди соответствующих параметров всех продуктивных пластов месторождений региона, принимают (1.6) базовые значения параметров перечня, ориентируясь на найденные максимальные значения и нормируют (1.7) значения параметров для каждого ПП путем деления абсолютных значений на соответствующие базовые значения той же размерности (фиг.4 со значениями геодинамических параметров для продуктивных пластов (фрагмент) Баклановского поднятия, отн. ед.)Prepare (1) at the first stage, geodynamic data, in particular, screen out (1.1) the mothballed hydrocarbon deposits of the NGB (see in Fig. 3 with a fragment of the list of hydrocarbon deposits of the NGB p. 30, under which the mothballed Novofedorovskoe field is designated), calculate (1.2) the total number of productive formations (about 400) and PP in each developed hydrocarbon field, as well as the number of developed hydrocarbon fields (56 are taken into account) OGB, constitute (1.3) an open list of geodynamic parameters characterizing the geodynamic state of the PP and developed HC fields of the OGB. The list includes the following parameters: average depth of occurrence; oil / gas content area; the average thickness of the reservoir; average net oil pay; porosity coefficient; oil saturation coefficient; permeability coefficient; net-to-gross ratio; dismemberment factor; oil viscosity coefficient in reservoir conditions; oil density in reservoir conditions; volumetric ratio of oil; productivity factor; drop in reservoir pressure; frequency of tectonic disturbances; density of the network of drilled wells; deposit area; the number of hydraulic fractures, determine (1.4) the values of the selected geodynamic parameters included in the list for each PP, find (1.5) the maximum values of each selected parameter among the corresponding parameters of all productive formations of the region's fields, take (1.6) the basic values of the parameters of the list, focusing on the found maximum values and normalize (1.7) the values of the parameters for each PP by dividing the absolute values by the corresponding base values of the same dimension (Fig. 4 with the values of geodynamic parameters for productive strata (fragment) of the Baklanov uplift, rel. units)
На втором этапе определяют (2) ГДС продуктивных пластов, для чего преобразуют (2.1) открытый перечень параметров в ранжированный по степени важности ограниченный список параметров (см. фиг.4 с ранжированным списком из 12-ти геодинамических параметров), выбирают (2.2) для ПП каждого месторождения из найденных нормированных значений соответствующие величины, находят (2.3) для ПП каждого месторождения коэффициенты весомости параметров, входящих в ранжированный список, вычисляют (2.4) с использованием результатов ранжирования величину агрегированной аддитивной модели для каждого продуктивного пласта, присваивают (2.5) найденные величины агрегированных моделей соответствующим значениям геодинамического состояния продуктивных пластов (фиг.5 с фрагментом значений агрегированных моделей ГДС ПП).At the second stage, (2) GDS of productive layers is determined, for which (2.1) an open list of parameters is transformed into a limited list of parameters ranked by the degree of importance (see Fig. 4 with a ranked list of 12 geodynamic parameters), (2.2) is selected for The PP of each field from the found normalized values of the corresponding values, find (2.3) for the PP of each field the weighting coefficients of the parameters included in the ranked list, calculate (2.4) using the ranking results, the value of the aggregated additive model for each reservoir, assign (2.5) the found values aggregated models corresponding to the values of the geodynamic state of productive strata (Fig. 5 with a fragment of the values of the aggregated models of GDS PP).
На третьем этапе находят (3) ГДС разрабатываемых месторождений УВ нефтегазоносного бассейна, для чего ранжируют (3.1) по найденным ГДС продуктивные пласты в каждом месторождении УВ НГБ, определяют (3.2) для ПП в каждом месторождении соответствующие весовые коэффициенты, определяют (3.3) величины агрегированных моделей для каждого месторождения УВ НГБ, ставят (3.4) в соответствие найденные величины агрегированных моделей соответствующим значениям ГДС разрабатываемых месторождений УВ НГБ (фиг.6 с фрагментом значений агрегированных моделей ГДС разрабатываемых месторождений УВ выбранного нефтегазоносного бассейна).At the third stage, (3) GDS of the developed hydrocarbon fields of the oil and gas basin is found, for which they rank (3.1) according to the GDS found, the productive formations in each hydrocarbon oil field, determine (3.2) for the PP in each field, the corresponding weight coefficients, determine (3.3) the values of the aggregated models for each hydrocarbon oil field, put (3.4) in correspondence with the found values of the aggregated models to the corresponding values of the GDS of the developed hydrocarbon fields of the oil and gas basin (Fig. 6 with a fragment of the values of the aggregated models of the hydrodynamic flow of the developed hydrocarbon fields of the selected oil and gas basin).
На четвертом этапе строят (4) классификацию разрабатываемых месторождений УВ НГБ, для чего определяют (4.1) оптимальное количество интервалов геодинамического состояния разрабатываемых месторождений УВ НГБ. Оптимальное количество интервалов, на которые разбивается наблюдаемый диапазон изменения случайной величины при построении гистограммы плотности ее распределения, определено по эмпирическому правилу Стерджеса. Оптимальное количество интервалов n определяется:At the fourth stage, a classification of the developed hydrocarbon oil and gas fields is constructed (4), for which the optimal number of intervals of the geodynamic state of the developed HC oil and gas fields is determined (4.1). The optimal number of intervals into which the observed range of variation of a random variable is divided when constructing a histogram of its distribution density is determined by the Sturges rule of thumb. The optimal number of intervals n is determined:
n=1+[log2N],n = 1 + [log 2 N],
где N - общее число наблюдений случайной величины, log2N - логарифм по основанию 2, [] - обозначает, что нужно взять только целую часть числа.where N is the total number of observations of the random variable, log 2 N is the
При подстановке наших данных (N=56), получаем n=1+5=6. Далее находят (4.2) диапазон изменения ГДС месторождений УВ НГБ за счет нахождения максимального (0,851) и минимального (0,462) значений и определения их разности (0,389), определяют (4.3) величину интервала (0,065) за счет деления диапазона на оптимальное количество интервалов, вычисляют (4.4) границы интервалов, например, границы 2 и 5 интервалов следующие (0,527; 0,592], (0,721; 0,786]; определяют (4.5) количество с названиями месторождений, попавших в каждый интервал, строят (4.6) соответствующую гистограмму и определяют (4.7) с использованием критериев согласия при выбранной доверительной вероятности закон распределения (фиг.7 - гистограмма с количеством разрабатываемых месторождений УВ, попавших в каждый из шести интервалов, построенная по экспериментальным и теоретическим данным, в соответствии с критерием согласия Пирсона,). Причем, теоретические данные с высокой 95% доверительной вероятностью при трех степенях свободы соответствуют закону нормального распределения, в частностиWhen substituting our data (N = 56), we get n = 1 + 5 = 6. Next, find (4.2) the range of variation of the GDS of hydrocarbon oil fields by finding the maximum (0.851) and minimum (0.462) values and determining their difference (0.389), determine (4.3) the value of the interval (0.065) by dividing the range by the optimal number of intervals, calculate (4.4) the boundaries of the intervals, for example, the boundaries of
Xi=2,221<Xi kr(0,05; 3)=7,8.X i = 2.221 <X i kr (0.05; 3) = 7.8.
Таким образом, разработанный способ классификации геодинамического состояния разрабатываемых месторождений углеводородов нефтегазоносного бассейна имеет существенные технико-экономические преимущества, поскольку позволяет с достаточной точностью идентифицировать геодинамические состояния продуктивных пластов и разрабатываемых месторождений углеводородов нефтегазоносного бассейна, выявлять опасные геодинамические процессы в недрах НГБ, выбирать рациональные режимы разработки месторождений УВ НГБ и классифицировать ГДС разрабатываемых месторождений УВ НГБ. Кроме того, способ позволяет определять ГДС всего НГБ, а также сравнивать между собой по значениям ГДС нефтегазоносные бассейны, отдавая предпочтение нефтегазоносному бассейну с лучшим значением ГДС.Thus, the developed method for classifying the geodynamic state of the developed hydrocarbon fields in an oil and gas basin has significant technical and economic advantages, since it allows with sufficient accuracy to identify the geodynamic states of productive strata and developed hydrocarbon fields in an oil and gas basin, identify hazardous geodynamic processes in the depths of the oil and gas basin, and choose rational modes of field development. HC NGB and classify the GDS of the developed deposits HC NGB. In addition, the method makes it possible to determine the GDS of the entire oil and gas basin, as well as to compare oil and gas basins by GDS values, giving preference to an oil and gas basin with the best GDS value.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020123185A RU2753903C1 (en) | 2020-07-07 | 2020-07-07 | Method for classification of geodynamic state of developed hydrocarbon deposits of oil and gas bearing basin |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020123185A RU2753903C1 (en) | 2020-07-07 | 2020-07-07 | Method for classification of geodynamic state of developed hydrocarbon deposits of oil and gas bearing basin |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2753903C1 true RU2753903C1 (en) | 2021-08-24 |
Family
ID=77460464
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020123185A RU2753903C1 (en) | 2020-07-07 | 2020-07-07 | Method for classification of geodynamic state of developed hydrocarbon deposits of oil and gas bearing basin |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2753903C1 (en) |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2309434C1 (en) * | 2006-06-19 | 2007-10-27 | Югорский научно-исследовательский институт информационных технологий | Method for controlling development of hydrocarbon formations on basis of micro-seismic emission |
| WO2009126453A1 (en) * | 2008-04-07 | 2009-10-15 | Chevron U.S.A. Inc. | Lithofacies classification system and method |
| WO2015130313A1 (en) * | 2014-02-28 | 2015-09-03 | Landmark Graphics Corporation | Facies definition using unsupervised classification procedures |
| RU2575469C1 (en) * | 2014-11-12 | 2016-02-20 | Юрий Рафаилович Владов | Method of determining geodynamic activity of inside of producing hydrocarbon deposit |
-
2020
- 2020-07-07 RU RU2020123185A patent/RU2753903C1/en active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2309434C1 (en) * | 2006-06-19 | 2007-10-27 | Югорский научно-исследовательский институт информационных технологий | Method for controlling development of hydrocarbon formations on basis of micro-seismic emission |
| WO2009126453A1 (en) * | 2008-04-07 | 2009-10-15 | Chevron U.S.A. Inc. | Lithofacies classification system and method |
| WO2015130313A1 (en) * | 2014-02-28 | 2015-09-03 | Landmark Graphics Corporation | Facies definition using unsupervised classification procedures |
| RU2575469C1 (en) * | 2014-11-12 | 2016-02-20 | Юрий Рафаилович Владов | Method of determining geodynamic activity of inside of producing hydrocarbon deposit |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Нестеренко М.Ю., Нестеренко Ю.М., Владов Ю.Р. и др. " Разработка технологии определения геодинамической активности недр разрабатываемых месторождений углеводородов", Бюллетень оренбургского научного центра УРО РАН, номер 4, 2015, с.1-12. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Carro et al. | The application of predictive modeling techniques to landslides induced by earthquakes: the case study of the 26 September 1997 Umbria–Marche earthquake (Italy) | |
| KR101927659B1 (en) | Method of determining representative site condition in buildings region | |
| Zhumabek et al. | Automated lineament analysis to assess the geodynamic activity areas | |
| Santucci de Magistris et al. | Lessons learned from two case histories of seismic microzonation in Italy | |
| Di Giulio et al. | Evidences for strong directional resonances in intensely deformed zones of the Pernicana fault, Mount Etna, Italy | |
| Jirasakjamroonsri et al. | Seismic site characteristics of shallow sediments in the Bangkok Metropolitan Region, and their inherent relations | |
| CN110244363A (en) | A method of for predicting fracture hole type reservoir stock number | |
| Stanko et al. | Evaluation of the local site effects and their implication to the seismic risk of the UNESCO World Heritage Site Old City of Dubrovnik (Croatia) | |
| Ansa et al. | Seismic microzonation: a case study | |
| Grasso et al. | Vulnerability of physical environment of the City of Catania using GIS technique | |
| Naji et al. | Evaluation of seismic site classification for Kahramanmaras City, Turkey | |
| RU2753903C1 (en) | Method for classification of geodynamic state of developed hydrocarbon deposits of oil and gas bearing basin | |
| RU2700836C1 (en) | Method of reservoirs saturation prediction based on complex analysis of data cpp, stm, gis | |
| RU2458366C1 (en) | Method of searching for oil and gas deposits | |
| KR101926304B1 (en) | Method of selecting representative boring investigation data in buildings region | |
| KR101926303B1 (en) | Method of selecting optimum installation position of earthquake accelerometer in buildings region | |
| Xueping et al. | A GIS-based monitoring and early warning system for cover-collapse sinkholes in karst terrane in Wuhan, China | |
| Saunders et al. | Statistical evaluation of seismic event location accuracy by the South African National Seismograph Network over four decades | |
| Mohamed et al. | Near-surface site characterization at Quriyat City, Sultanate of Oman using HVSR and MASW techniques | |
| Vladov et al. | Seismological Control of Geodynamic Activity of a Hydrocarbon Deposit | |
| Du et al. | Urban seismic loss estimation by incorporating ground‐motion simulation, site effect, and kriging techniques: An application in Singapore | |
| Beshr et al. | Using modified inverse distance weight and principal component analysis for spatial interpolation of foundation settlement based on geodetic observations | |
| RU2298817C2 (en) | Method for making local prognosis of oil content | |
| Gadallah et al. | Integrated reservoir characterization studies of bahariya formation in the meleiha-NE oil field, north western desert, egypt | |
| Zhang | Characterization and Monitoring of an Unstable Rock Face by Microseismic Methods |