На правах рукописи

БОЛЬШАКОВ МИХАИЛ НИКОЛАЕВИЧ

Разработка методики выявления и оценки

продуктивных зон на месторождениях нефти и

газа, сложенных карбонатными коллекторами

(на примере Оренбургского нефтегазоконденсатного

месторождения)

Специальность 25.00.12 – "Геология, поиски и разведка горючих

ископаемых»

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Москва – 2007

Работа выполнена в Институте проблем нефти и газа РАН канд. геол.-мин. наук

Научный руководитель:

Скибицкая Наталья Александровна

Официальные оппоненты: докт. геол.-мин. наук Сидоренко Светлана Александровна

ИПНГ РАН

канд. геол.-мин. наук Политыкина Марта Андреевна ООО «ВолгоУралНИПИгаз»

Российский Государственный Университет

Ведущая организация Нефти и Газа им. И.М. Губкина 2007 года в 1500 на заседании

Защита состоится 31 октября Диссертационного Совета Д. 002.076.01 ИПНГ РАН в зале Ученого Совета.

Отзывы на автореферат можно присылать по адресу: 119991, ГСП-1, г.Москва, ул. Губкина,

С диссертацией можно ознакомиться у ученого секретаря Диссертационного Совета Института проблем нефти и газа РАН.

Автореферат разослан "28" сентября 2007г.

Ученый секретарь Диссертационного Совета, канд. техн. наук Баганова М.Н.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Карбонатные породы во многих районах развиты весьма широко, составляя в целом, как в стратиграфическом разрезе осадочных толщ, так и в пространстве обширные комплексы отложений, перспективы нефтегазоносности которых по существу оценены должным образом сравнительно недавно. Карбонатные породы свойственны всей геологической шкале: от докембрия до неогена. По разным подсчетам в карбонатных коллекторах сосредоточено от 35 до 48 % запасов нефти и порядка 23-28 % газа в мире. В некоторых странах, например в Иране, Омане, Сирии, Мексике, доля запасов нефти, приуроченных к карбонатным коллекторам, достигает почти 100 %.

В Российской Федерации наиболее широко карбонатные породы и карбонатные коллекторы нефти и газа представлены в Волго-Уральской области и Тимано-Печорской провинции, Оренбургско-Актюбинском Приуралье, Прикаспийской впадине, в районах Ставропольского края и Дагестана, на Северо-Западном Кавказе и в Припятской впадине, на Сибирской платформе и в других регионах. Большой вклад в изучение нефтегазоносных карбонатных отложений внесли такие ученые как К.И.

Багринцева, Р. Крейз, В.Г. Кузнецов, Дж. В. Чилингар, Г.Е. Арчи, Ю.И.

Марьенко, Х. Дж. Биссел, Е.М. Смехов, и др.

По характеристикам вещественного состава и резкой изменчивости физических и коллекторских свойств карбонатные породы-коллекторы крайне неоднородны. Ввиду сложности строения большинства типов карбонатных пород, их неоднородности и своеобразия условий фильтрации в них флюидов выделение среди них пластов коллекторов, подсчет запасов нефти и газа, управление разработкой месторождения являются трудной задачей.

В последний период в связи с бурным развитием в области вычислительной техники новые возможности для решения этих проблем дает компьютерное геолого-гидродинамическое моделирование. Российскими и зарубежными учеными и практиками проведено много исследовательских работ, направленных на снижение неопределенностей моделей. Необходимо упомянуть таких авторов как Г.Н. Гогоненков, С. Пирсон, С.Н. Закиров, Г.М.

Золоева, М. Райдер, С.Б. Денисов, Т.С. Изотова, Ч. Пейтон, А.Г. Авербух, И.А. Мушин, Р. Шерифф и др.

предусматривает создание по комплексному анализу геофизической, геологической и промысловой информации подробной трехмерной сетки с горизонтальными слоями залежи, содержащей информацию о распределении коллекторов и литологических экранов, положении флюидальных контактов, нефтегазонасыщенности и закономерностях изменения их в объеме залежи.

Для насыщения сетки параметрами фильтрационно-емкостных свойств, такими как пористость, проницаемость, применяются детерминистский и стохастический (вероятностный) подходы.

отложений месторождений углеводородов, сложенных карбонатными коллекторами, данные средства не могут учесть природу образования и развития очагов вторичных процессов преобразования структуры порового пространства, определяющих конечные коллекторские свойства пород продуктивных отложений.

Общеизвестно, что выделение отдельных пропластков и их пачек в известняках – задача гораздо более сложная по сравнению с песчаноглинистыми отложениями. Одним из объяснений этому является очаговый, существенно неоднородный характер пористости, как следствие вторичных процессов, затрудняющий идентификацию одного пласта или пропластка по пористости на соседних скважинах в пределах одного стратиграфического разреза. Поэтому задача разработки методов, учитывающих закономерности развития очаговой пористости, применительно к месторождениям карбонатного типа крайне актуальна.

Существует предположение о том, что форма и структура любых природных объектов определяется всеобщими математическими закономерностями, что нашло подтверждение в современных исследованиях в области физики, химии, биологии, медицины (Шмидт Ф.К., О.В. Бецкий, О.Ю. Грызлова). Такие очевидные примеры, как дерево, куст, колония кораллов – геометрически самоподобны, т.е. они состоят из повторяющихся элементов разных размеров. В данной работе автор поставил своей задачей проследить не прямое морфологическое подобие, а статистическое самоподобие, также воспроизводящееся на различных масштабах.

Цель работы. Создание методики выявления высокопродуктивных зон на разрабатываемых карбонатных месторождениях нефти и газа, характеризующихся высокой неоднородностью и развитием очаговой пористости. В основе работы использована теория о самоподобии в макро- и микро-мире: характер распределения пористости в пласте подобен статистическим характеристикам распределения пор в породе.

Основные задачи исследований:

коллекторских свойств при создании геологической модели и подсчете запасов нефти и газа карбонатных месторождений.

прогнозирования высокопористых зон применительно к карбонатным месторождениям углеводородов.

3. Разработка системного подхода к моделированию очаговой пористости.

4. Формирование очаговой геологической модели с целью создания впоследствии очаговой сеточной модели проницаемости для карбонатных разработки.

Фактический материал.

Основным предметом исследования явились керновый материал, материалы геофизических исследований скважин на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении.

Были изучены и проанализированы петрофизические свойства большого количества образцов (2000 штук). Полученный материал использован для выборки образцов, впоследствии изученных методами электронной микроскопии На современном растровом электронном микроскопе Quanta 200, установленном в Институте кристаллографии, были сделаны снимки изучаемых образцов при различных увеличениях: от 40 до 1600. С помощью разработанного автором программного обеспечения проведен анализ электронно-микроскопических снимков 200 образцов и исследована структура порового пространства коллекции образцов карбонатных пород ОНГКМ (возраст – P1 art, P1 skm).

Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения.

Изучен и обобщен большой литературный материал, связанный с карбонатными породами, коллекторскими свойствами и их методами исследования, факторами, влияющими на развитие порового пространства.

Научная новизна работы в следующем:

методике моделирования зон повышенных коллекторских свойств месторождений, сложенных карбонатными коллекторами, учитывающий природу образования и развития очагов вторичных процессов.

(макроуровень) использованы статистические характеристики распределения пор в породе (микроуровень) в рамках теории о самоподобии.

распространения пористости.

Защищаемые положения:

1. Разработаны алгоритмы анализа коллекторских свойств пород по РЭМ-снимкам, реализованные в программном обеспечении «Коллектор».

2. Установлена обобщенная статистическая закономерность долевого распределения пор для данной стадии катагенетического преобразования карбонатных пород на ОНГКМ, т.е. участия пор определенного размера в формировании емкостных объемов.

3. Выявлена закономерность относительного изменения степени расчлененности эффективных и неэффективных толщин с увеличением в разрезе доли эффективных толщин в общей толщине. Данная закономерность отражает природу самоподобия и дает основания для очаговой модели прогнозирования высокопродуктивных зон карбонатных месторождений.

4. Предложен динамический алгоритм осреднения скважинных данных.

геологической модели месторождений, сложенных карбонатными коллекторами, путем применения очагово-кластерного подхода на основе Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения; повышение информативности и точности петрофизических исследований за счет изучения коллекторских свойств породы по снимкам РЭМ с помощью разработанного автором специализированного программного обеспечения «Коллектор». Данное программное обеспечение будет способствовать изучению структуры и свойств пород как карбонатного, так и иного происхождения.

Реализация и внедрение результатов работы. Разработанный программный инструмент «Коллектор», основанный на анализе электронномикроскопических изображений структуры порового пространства, полученных методом катодолюминесценции, позволяет оценивать емкостные и фильтрационные свойства пород. Результаты, полученные с помощью данной программы, были включены в ряд проектных документов по Оренбургскому НГКМ.

Апробация работы. Основные материалы и защищаемые положения работы были доложены на XX и XXI Российских конференциях по Лаборатории проблем освоения нетрадиционных ресурсов, Всероссийской конференции "Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности" (Москва, 2007).

Публикации. По основному содержанию работы представлены публикаций и 1 статья находится в печати.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из литературных источников из 69 наименований, 1 приложение.

Работа была выполнена в Институте Проблем Нефти и Газа при РАН РФ в Лаборатории освоения нетрадиционных ресурсов под руководством к.гм.н. Н.А. Скибицкой. Автор выражает признательность научному руководителю к.г-м.н. Н.А. Скибицкой, к.г-м.н. В.А. Кузьмину, к.т.н.

Д.В. Сурначеву, с.н.с. В.А. Барамзиной, д.т.н. С.Н. Закирову, д.т.н.

А.И. Ермолаеву, д.т.н. Э.С. Закирову, всем сотрудникам Лаборатории проблем освоения нетрадиционных ресурсов углеводородного сырья за ценные консультации и советы при постановке исследований и обсуждении микроскопии и анализа» за предоставленную возможность исследований с помощью РЭМ, представителям компании «Roxar» А.В. Рыбникову, «ВолгоУралНИПИгаз» М.А. Политыкиной, главному геологу В.И. Днистрянскому и сотрудникам геологического отдела ООО «ОренбургГазПром», главному геологу ОГПУ А.И. Коршунову, к.г-м.н. С.М. Карнаухову, д.т.н.

Н.А. Гафарову.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Введение. Обосновывается актуальность рассматриваемой в диссертационной работе проблемы учета неоднородности (очаговости) вторичных процессов формирования и преобразования структуры порового пространства в карбонатных коллекторах при геологическом моделировании коллекторских свойств пласта. Формулируются задачи выполненного исследования. Дается общая характеристика используемых методов решения поставленных задач. Выделяется научная новизна, практическая ценность и апробация полученных результатов исследований.

нефтегазоконденсатном месторождении. Оренбургское НГКМ расположено к юго-западу от г. Оренбурга на территории нескольких районов (Оренбургский, Илекский и Переволоцкий). Открыто ОНГКМ в 1966 г., начиная с 1974 г., находится в промышленной разработке в связи с добычей газа. С 1984 г. в пределах месторождения идет разработка нефтяных объектов.

Оренбургское поднятие (вал), к которому приурочено Оренбургское НГКМ, имеет достаточно сложное строение в связи с проявлением в его пределах и седиментационных, и тектонических структуроформирующих факторов. Протяженность поднятия, простирающегося в субширотном направлении, более 100 км, ширина 10-20 км.

В пределах площади ОНГКМ вскрыты отложения: палеозойские (ордовик, девон, карбон, пермь) и мезокайнозойские.

Наиболее детально поднятие изучено по горизонтам нижней перми.

По кровле артинской карбонатной толщи поднятие оконтуриваясь изогипсами минус 1600, 1650 и 1700 м, выделяется в виде структуры типа брахиантиклинальной складки. Наиболее высокие отметки (минус 1230-1240) поднятие имеет в центральной, сводовой части (район скважин 18Д, 106, 2030 и др.).

На сегодня при рассмотрении ОНГКМ принято выделять в его пределах восточную, центральную и западную части в связи с наличием в составе поднятия трех куполов, соответственно: Восточного, Центрального и Западного.

Относительно особенностей строения по более глубокозалегающим образованиям (карбон, ордовик) необходимо сказать, что в этих отложениях Оренбургское поднятие, судя по данным сейсмических исследований, также представляет собой достаточно крупную положительную структуру.

соответствует сложная система соляных куполов, прогибов (грабенов) и впадин (мульд). В центральной части площади месторождения абс. отметки соляных куполов от плюс 30 м до минус 150 м, на востоке – от плюс 100 м до минус 200 м. В прогибах и впадинах отметки понижаются до минус 700- м и даже до минус 1500 м.

песчаниками и алевролитами преимущественно полевошпатово-кварцевого состава, а также каолинито-гидрослюдистыми аргиллитами. Породы частично метаморфизированы.

Породы девонского возраста отмечены не повсеместно, а лишь участками, и представлены только средне- и верхнефаменским подъярусами.

пелитоморфными, зернистыми, иногда органогенно-детритовыми. В основании карбонатных пород отмечается пачка (в 1,5 м) песчаников и алевролитов.

известняков), которые в отдельных частях разреза содержат прослои терригенных отложений: или аргиллитов (бобриковский горизонт), или песчаников (верейский горизонт).

Для пермских пород, представленных нижним и верхним отделами, характерно преимущественное развитие известняков, начиная от ассельского и до артинского (за исключением его кровельной части, сложенной ангидритами). Известняки органогенного происхождения преобладают в ассельском и артинском ярусах.

Кунгурские породы представлены в нижней части (филипповский горизонт) известняками и ангидритами, а в верхней (иреньский горизонт) – почти исключительно каменной солью.

Верхнепермские и вышележащие мезо-кайнозойские отложения представлены преимущественно терригенными образованиями: глинами, алевролитами, песчаниками, содержащими прослои мергелей, известняков, а иногда (уфимский ярус), кроме того, ангидритов и гипсов.

В разрезе, начиная от нижнепермских и до среднекаменноугольных отложений включительно, установлено более 10 продуктивных пластов, выделенных в процессе поисково-разведочных работ с указанием их стратиграфической приуроченности (например, пласт “плойчатые доломиты” филипповского горизонта) или с присвоенной им индексацией (РIV, PV-1 и т.д.).

месторождения определилось, что в их пределах продуктивность разреза обусловлена за счет трех достаточно мощных (иногда до 200 м) пачек пород, каждая из которых, имея в своем составе по несколько пластов, представляет собой самостоятельную гидродинамическую систему. Они были выделены как эксплуатационные объекты: I, II, III.

литологическом плане с Оренбургским, можно привести Вуктыльское, Харьягинское, Карачаганакское месторождения – с этими объектами было бы интересно провести аналогичные исследования.

Глава 2. Оценка запасов углеводородного сырья карбонатных месторождений нефти и газа. Пористость относится к числу наиболее важных параметров, необходимых для подсчета запасов флюида, поэтому очень большое значение имеет ее точное определение.

Подсчет запасов – это необходимый комплекс исследований по обобщению данных геологоразведочных, опытных и промышленных работ, выполненных на месторождении, направленный на создание объективных геологических моделей залежей, на основе которых в залежах определяется различными методами количество углеводородов и содержащихся в них полезных компонентов.

От достоверности осуществляемых подсчетов запасов месторождений нефти и газа зависит топливно-энергетическая база государства, а значит и его экономическое развитие.

Запасы нефти и газа могут быть определены объемным методом, методами, основанными на принципе материального баланса, статистическими методами. Объемным методом запасы залежей нефти и газа или их частей могут быть определены при любой степени их изученности (как при разведочном бурении, так и в процессе разработки).

Основные проблемы объемного метода заключаются в объективном определении параметров, характеризующих объем пустотного пространства, насыщенного нефтью или свободным газом.

Начальные запасы нефти, содержащиеся в залежи нефти или ее части определяются по формуле:

Qн0 = Fhн.эфkпоkн, где F – горизонтальная проекция площади залежи нефти или газа; hн.эф – среднее значение эффективной нефте(газо)насыщенной толщины пласта; kн – среднее значение коэффициента нефтенасыщенности; – значение пересчетного коэффициента, учитывающего усадку нефти; – среднее значение плотности нефти; kпо – коэффициент открытой пористости.

Наиболее сложным является определение объема нефтенасыщенной части в карбонатных коллекторах. Существующие методы не обеспечивают достаточную точность определения в связи с локальным неоднородным развитием в карбонатных коллекторах высокопористых зон, для чего требуется проведение специальных исследований. Поэтому, используя универсальный объемный метод, целесообразно привлечь новые методы моделирования такого ключевого параметра как пористость, тем самым, совершенствуя статическую модель геологического объекта.

Глава 3. Геологическое моделирование петрофизических параметров. Критерии моделирования. В результате геофизических исследований скважин мы имеем информацию о породах, непосредственно вскрытых скважиной; для того, чтобы составить представление о свойствах пород, их насыщении, динамике флюидов в межскважинном пространстве нам приходит на помощь 3D моделирование. Объемную модель резервуара можно использовать для подсчета балансовых и прогноза извлекаемых запасов углеводородов, проектирования разработки, анализа хода разработки и оценки остаточных запасов углеводородов на поздней стадии эксплуатации месторождения, для обоснования и размещения дополнительных скважин с целью извлечения остаточных запасов. Для моделирования петрофизических свойств на данный момент применяются две основные группы методов:

стохастические и детерминистские, либо имеет место комбинирование данных подходов. Для построения детерминированных моделей необходимо большое количество данных и высокая точность определения коллекторских свойств пород. При отсутствии либо малой степени достоверности таких данных, но наличии сведений о закономерностях распределения ФЕС в объеме резервуара, целесообразно использовать стохастические модели залежей.

Моделирование залежей, приуроченных к карбонатным коллекторам, имеет свои особенности. Если разрез представлен чередованием хорошо коррелируемых поровых и плотных разностей, то вполне реализуемы обычные методические приемы, применяемые для пластовых залежей в терригенных коллекторах.

В случае если карбонатные массивы представлены нерасчлененной толщей, в которых емкостно-фильтрационные свойства контролируются не условиями седиментации отложений, а степенью развития вторичных, катагенетических процессов: растрескиванием, выщелачиванием, перекристаллизацией и т.д., автором предлагается другой подход. Его основное отличие заключается в привлечении данных о микроструктуре порового пространства изучаемых отложений. Использование таких данных позволяет представить статистические характеристики пустотного пространства образцов керна и пористости в пласте звеньями одной цепи разного масштаба, что отвечает фрактальному самоподобию природы, наблюдаемому повсеместно во множестве явлений. Методика предполагает использование массива данных по геофизическим исследованиям скважин, количественный (долевое распределение пор) и качественный (соотношение трещин, каверн и поровой матрицы) анализ структуры порового пространства. Конечным результатом является вероятностный прогноз очаговых зон с наилучшими емкостными показателями в виде сеточной модели распространения пористости в массиве залежи.

Глава 4. Разработка подходов к методике моделирования пористости в карбонатных пластах сложного строения. На формирование структуры порового пространства карбонатных пород могут влиять различные процессы, такие как: перекристаллизация, доломитизация, кальцитизация, сульфатизация, процессы очагового фазового преобразования карбонатной матрицы (Дмитриевский А.Н., Скибицкая Н.А.), т.е.

перестройки первичной структуры ее порового пространства, от плотной крупнокристаллической с первичной морфологией кристаллов через мелкокристаллическую субкапиллярнопоровую к крупнопоровой, крупнокристаллической структуре с новой морфологией кристаллов.

Описанные эволюционные процессы вторичных катагенетических преобразований охватывают не весь объем одновременно, а зарождаются очагово, как в микро-, так и в макрообъемах, согласуясь с очаговыми процессами литификации в объеме уплотняющихся иловых осадков на стадиях их раннего и позднего диагенеза. Данная теория фазового преобразования матрицы теоретически обосновывает рассмотрение пор в породе и пористости в пласте с позиций самоподобия и фрактальности.

Развитию фрактальной теории в огромной степени способствовал американский ученый Б. Мандельброт. Такие российские ученые как Н.П.

Запивалов, Г.И. Смирнов, В.А. Байков, В.В. Кадет и другие использовали фрактальный подход применительно к нефтегазовой отрасли.

Изучение микроструктуры порового пространства проводилось путем анализа растровых электронно-микроскопических снимков, полученных способом катодолюминисценции по методике Кузьмина В.А. Этот метод является прямым и дает наиболее полное и объективное представление о структуре порового пространства. Суть его заключается в исследовании образца породы, поровое пространство которого предварительно насыщается люминесцирующим под электронным пучком органическим люминофором.

Полученные РЭМ-изображения представляют собой практически бинарные изображения, на которых светлые участки соответствуют порам, а темные – частицам.

Для обработки растровых снимков при анализе структуры порового пространства автором совместно с сотрудниками лаборатории разработан программный инструмент «Коллектор», в котором впервые реализована возможность оценки емкостных и фильтрационных свойств пород по снимкам РЭМ.

Программа написана на языке Borland Delphi и имеет прямое предназначение – анализ растровых электронно-микроскопических снимков.

Программа позволяет дифференцированно оценивать количество связанной воды, емкость, проницаемость по размерным группам пор, каналов и по породе в целом, связанность поровых каналов, извилистость, количество литологических факторов микростроения, влияющих на коллекторские микроструктурных элементов, контакты, конфигурацию и другие оценочные параметры, включая анализ формы. В программе заложена возможность моделирования изменений реального порового пространства в пластовых условиях связанного с набуханием компонентов породы, а также с кислотной обработки карбонатных пластов.

Программа «Коллектор» позволила изучить электронномикроскопические снимки коллекции из 200 образцов карбонатных пород (возраст – нижнепермские артинско-сакмарские отложения) по трем скважинам ОНГКМ: 400, 420, 10019. Исследованные электронномикроскопические снимки являются материалами лаборатории. По результаSi/S Рис. 1. Усредненная закономерность долевого распределения пор морфологических и петрофизических параметров и построен набор гистог рамм. В результате анализа электронно-микроскопических снимков выявлена закономерность долевого распределения пор, т.е. участия пор определенного катагенетического преобразования карбонатных пород на ОНГКМ (рис. 1).

Как видно из рисунка 1 долевое распределение пор имеет степенной распределение является свойством самоподобия, оно характерно для кластеризации. Гиперболическая функция описывает резко неоднородное асимметричное распределение, что справедливо и для такой характеристики коллектора как пористость.

Рис. 2. Связь среднего диаметра пор с их количеством на единицу площади поверхности (плотностью пор) Связь на рисунке 2 отражает закономерность изменения среднего диаметра пор с изменением их количества и перехода к развитию все большей интенсивности очаговой кавернозности пород в процессе их вторичных катагенетических преобразований.

Изучение большого количества образцов карбонатных пород ОНГКМ показало, что на микроуровне распределение крупных пор носит нерегулярный очаговый характер. При этом при большем увеличении видно что, очаги мелких пор, сливаясь, образуют более крупные поры, которые в свою очередь формируют очаги более крупных пор (рис. 3).

формирования иерархии пор в конечном итоге приводят к возникновению иерархии пористых зон в карбонатных пластах, сохраняя при этом статистиРис. 3. Ступени очагового развития пористости на примере образца П-3, скв. 420. Модель, полученная с помощью программы «Коллектор».

ческое подобие микроуровня.. Это означает, что законы формирования пористости на микроуровне можно использовать для вероятностного прогноза пористых зон в карбонатных пластах, основываясь на принципе подобия.

карбонатных пластах с использованием характеристик структуры порового пространства. На этапе обработки геофизической информации были рассмотрены 137 скважин центрального купола ОНГКМ, входящие в 1, 2, 3, 12 промышленные участки.

Под руководством геофизика лаборатории Барамзиной В.А. был проведен анализ степени расчлененности карбонатного коллектора. В качестве параметра расчлененности рассматривалось следующее отношение:

N кол N некол, (в числителе – кол-во пластов-коллекторов в 1м эффективной hэф hнекол толщины, т.е. степень расчлененности толщины коллектора, в знаменателе – количество пропластков неколлектора на 1м неколлектора, т.е. степень расчлененности толщины неколлектора).

В результате анализа установлено, что коэффициент относительной расчлененности (КОР) связан с параметром hэф/Hобщ (доля эффективной толщины в общей) универсальной зависимостью (рис. 16) и является показателем степени преобразованности пород. Коэффициент относительной расчлененности отражает универсальный закон очаговых процессов эволюционного развития метастабильных минеральных, органических или минерально-органических природных полимерных систем с высокой степенью самоорганизации.

Данная зависимость справедлива как для всего разреза, так и для отдельных возрастных групп, т.е. тождественна для всех рассмотренных горизонтов: P1art, P1skm, P1ass, C3, С1-2. Кроме того, аналогичная закономерность была получена в результате исследований и по другим месторождениям, сложенным карбонатными коллекторами, проведенных месторождению.

Рис. 4. Полученная связь коэффициента относительной расчлененности с долей эффективной толщины в общей толщине и огибающие ее кривые.

Опишем эту зависимость системой уравнений. Обозначим: Х – доля эффективной толщины в общей толщине (доля коллекторов), Y – отношение степеней расчлененности толщин коллектора и неколлектора. Полученная, отчетливо прослеживаемая связь может быть описана двумя огибающими, в пространство между которыми попадает подавляющее большинство точек.

В результате обработки данных по всем горизонтам для пары огибающих было выбрано следующее представление:

где Fн, Fв - нижняя и верхняя огибающие.

Полученная связь может являться базовой для выделения очаговых зон по вертикальному разрезу скважин, т.е. для трехмерного моделирования расчлененности может являться критерием для разделения пропластков на коллектор-неколлектор. При незначительной пористости отдельный пропласток можно отнести либо к слабопроницаемому коллектору, либо к неколлектору таким образом, чтобы значение КОР для рассматриваемого интервала легло на полученную связь.

Вообще размещение трехмерных кластерных тел в пространстве представляет собой сложную задачу, для решения которой сделан первый распространения пористости. В дальнейшем в данной работе отработана методика для послойной очаговой модели, т.е. рассмотрен двухмерный случай.

Особенностью предлагаемого алгоритма осреднения скважинных данных является динамический выбор параметра осреднения, или, другими словами, разбиение по глубине всего исследуемого интервала данных конкретной скважины от кровли до подошвы пласта на подинтервалы.

Размеры (мощность) этих интервалов разбиения в алгоритме выбирается таким образом, чтобы часть исходных данных, на них попавших, удовлетворяла эмпирическому правилу, справедливому в целом для всех скважин, вскрывших эту залежь (следствие гипотезы о самоподобии). А именно, доля коллекторов (hэфф/Нобщ) и отношение расчлененности коллекторской части (Nтрещ + Nтрещ-пор + Nпор)/hэфф к расчлененности неколлекторской части Nплотн/hплотн каждого выделяемого интервала разбиения должны удовлетворять обобщенной зависимости (рис. 3). Таким образом должны быть справедливы неравенства: Fн(X) Y Fв(X), т.е. точка попадает в область на плоскости, ограниченную двумя кривыми. Здесь функции Fн(X), Fв(X) - нижняя и верхняя огибающие совокупности всех точек в плоскости (XOY), каждая из которых соответствует паре значений (X,Y), вычисленной для конкретной скважины залежей ОНГКМ.

Кластерные структуры на первом этапе предложено описать огибающими окружностями. Огибающие должны вмещать совокупности вложенных связных подмножеств, с монотонно убывающим от ядра к периферии значением функции пористости.

Вопрос о размерах кластерных образований предлагается решить следующим образом. Очевидно, что в ходе эволюции структуры порового пространства размеры кластеров увеличиваются как по вертикали, так и в горизонтальном направлении. При отсутствии данных горизонтального бурения сложно судить о степени анизотропии, поэтому, в первом приближении, допускаем, что приведенный радиус очага прямо пропорционален значению пористости в ядре очага R ~ KП. Огибающей, имеющей максимальное значение очаговой пористости в ядре кластера, ставится в соответствие максимальный радиус корреляции, полученный по вариограммам. Значение максимальной пористости выбирается с помощью анализа массива геофизических данных по всем скважинам в породах одного возраста. В результате анализа вариограмм, построенных в 2-х направлениях, возможный максимальный радиус Rmax выбран равным 1500 м, максимальной пористости в объеме пласта P1 art ОНГКМ на опытно-промышленном участке ГП-2 соответствует значение 30%, отсюда получаем связь радиуса огибающей от пористости в центре очага R = 5000*KП.

Месторасположение ядер очагов выбирается следующим образом:

1) В случае если в зоне радиуса Ri, с центром в скважинном блоке i-й скважины не содержится иных скважин, то данный блок считается ядром кластера;

2) Если в зону радиуса Ri попадает более одного скважинного блока, то рассчитываются оптимальные координаты расположения ядра так, чтобы значения пористости всех блоков принадлежали одному из подмножеств объемлющего множества (рис. 5).