Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

Пермский национальный исследовательский политехнический университет

На правах рукописи

Ефимов Артем Александрович

РАЗРАБОТКА СТАТИСТИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ ДЛЯ ПРОГНОЗА

КОЭФФИЦИЕНТА ПОДВИЖНОСТИ НЕФТИ В РАЗЛИЧНЫХ

ФАЦИАЛЬНЫХ УСЛОВИЯХ

(на примере башкирских залежей Пермского края) 25.00.12 – Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений Диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук Галкин Сергей Владиславович Пермь –

ОГЛАВЛЕНИЕ

Стр.

Введение.....……………………………………………………………………....... Глава 1. Анализ влияния фациальных особенностей формирования карбонатных каменноугольных отложений территории Пермского края на фильтрационно-емкостные характеристики коллекторов.... Глава 2. Исследование закономерностей распределения фильтрационноемкостных характеристик башкирских карбонатных залежей Пермского края …………………………………………………………. Глава 3. Обоснование геолого-математических моделей прогноза фильтрационно-емкостных свойств коллекторов с учетом фациальных особенностей коллекторов…………………..…….…… 3.1. Методы исследования ……………………………………………………… 3.2. Модели для прогноза фильтрационно-емкостных свойств с учетом фациальных особенностей коллекторов для Сибирского месторождения….. 3.3. Модели для прогноза фильтрационно-емкостных свойств с учетом фациальных особенностей коллекторов для Кокуйского месторождения… 3.4. Модели для прогноза фильтрационно-емкостных свойств с учетом фациальных особенностей коллекторов для Батырбайского месторождения... Глава 4. Разработка многомерных статистических моделей для прогноза коэффициента подвижности нефти ……………………….........……… 4.1. Методы исследования ……………………………………………………… 4.2. Модели для прогноза коэффициента подвижности нефти Сибирского месторождения..….………………………….....………………………………… 4.3. Модели для прогноза коэффициента подвижности нефти Кокуйского месторождения ……………………………

4.4. Модели для прогноза коэффициента подвижности нефти Батырбайского месторождения..…………………………....………………………………….… Заключение ………………………………………………………………………... Список использованной литературы ……………………………………………

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы. Эффективность эксплуатации нефтяного месторождения во многом определяется достоверностью соответствия принятой при проектировании разработки геологической модели фактическому строению залежи. Недооценка фациальных условий и режимов осадконакопления существенно искажают геологические модели, снижая эффективность последующих проектных решений. Изучение влияния фациальных условий на петрофизические свойства пород-коллекторов, коэффициент подвижности нефти и, как следствие, коэффициент вытеснения нефти позволит более достоверно проводить геологическое моделирование месторождений.

Обобщение опыта геологического моделирования нефтяных месторождений Пермского края показывает, что в геологических моделях не всегда в полной мере учтены фациальные особенности отложений. Особенно учет фациальной изменчивости актуален для коллекторов карбонатного типа, представляющих собой сложнопостроенные и неоднородные геологические тела. К такому типу относятся карбонатные коллекторы башкирского яруса (пласт Бш), которые являются объектом исследований диссертации.

Целью настоящей работы является научное обоснование использования фациальных особенностей отложений башкирского яруса для прогноза коэффициента подвижности нефти с помощью геолого-математического моделирования на примере месторождений Пермского края.

Основные задачи исследований заключаются в следующем:

1. Определение фациальной принадлежности отложений по результатам описания кернового материала.

2. Установление закономерностей фациальной изменчивости в пределах залежей для различных тектонических элементов.

3. Исследование фильтрационно-емкостных характеристик коллектора в пределах выделенных фациальных зон.

4. Разработка статистических моделей для прогноза коэффициента подвижности нефти с учетом фациальной изменчивости коллекторов.

Методы решения поставленных задач. В диссертации проведены следующие исследования:

1. Построены региональные схемы распределения значений вязкости пластовой нефти, проницаемости, коэффициентов подвижности и 2. Фациальный анализ отложений горных пород по керну.

3. Сравнительный анализ фильтрационно-емкостных характеристик коллекторов для выделенных фаций. Обоснованы статистические модели зависимости фильтрационно-емкостных свойств коллекторов подвижности нефти по данным анализа исследований керна с учетом Научная новизна работы заключается в том, что на основе изучения данных кернового материала, петрофизических свойств и характеристик пласта предложен метод оценки коэффициента подвижности в различных фациальных условиях башкирских залежей нефти. Установлено влияние фациальной принадлежности коллекторов на характеристики подвижности нефти для башкирских залежей. Научно обоснована эффективность использования разработанных статистических моделей месторождений Пермского края расположенных в различных тектонических элементах.

Практическое значение и реализация результатов исследований. Результаты исследований вошли в три отчета по научно-исследовательской работе выполненные в рамках государственного задания (в том числе два по ФЦП), в отчет по хоздоговорной работе для ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ».

Защищаемые положения.

1. Установлена зональность распределения вязкостей пластовой нефти и коэффициента подвижности для башкирских залежей в пределах территории Пермского края.

2. Обоснованы геолого-математические модели прогноза фильтрационноемкостных свойств коллекторов с учетом фациальных особенностей.

исследований и фациального анализа кернового материала.

Фактический материал. В работе проанализированы данные по 484 образцу керна из 81 скважины трех месторождений нефти Пермского края. По каждому образцу использовались значения по 9-ти характеристикам пласта.

Апробация работы и публикации. Основные положения диссертационной работы докладывались на ежегодных всероссийских научно-технических конференциях ПНИПУ (ранее ПГТУ) – «Нефтегазовое и горное дело» (Пермь, 2009 – 2011), научно-практической крнференции ПГНИУ – «Геология и нефтегазоносность северных районов Урало-Поволжья» (Пермь, 2010), научной конференции «Структура, вещество, история литосферы ТиманоСевероуральского сегмента» (Сыктывкар, 2010), второй всероссийской конференции «Практическая микротомография» (Москва, 2013).

Автором опубликовано 16 научных работ, в том числе 9 статей в высокорейтинговых изданиях, рекомендованных Высшей аттестационной комиссией РФ.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения. Текст изложен на 132 страницах машинописного текста, иллюстрирован 50 рисунками и содержит 46 таблиц. Список литературы включает 124 наименований.

При написании диссертации использованы результаты определений в которых автор принимал непосредственное участие в качестве сотрудника лаборатории исследования пород и флюидов ООО «ПермНИПИнефть» (сейчас Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г.Перми) с 2001 по 2008 годы. В диссертации использованы результаты исследований каменноугольных отложений, проводимые на кафедре геологии нефти газа ПНИПУ, где автор работает в должности заведующего лабораторией петрофизики с 2008 года по настоящее время (2013г.).

Работа выполнена под научным руководством доктора геологоминералогических наук С.В. Галкина, которому автор выражает искреннюю признательность.

Автор благодарен за консультации и поддержку в работе над диссертацией заслуженному деятелю наук РФ, доктору геолого-минералогических наук, профессору В.И.Галкину, а также сотрудникам горно-нефтяного факультета ПНИПУ О.Е.Кочневой и Г.П.Хижняку.

Глава 1. АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ ФАЦИАЛЬНЫХ ОСОБЕННОСТЕЙ

ФОРМИРОВАНИЯ КАРБОНАТНЫХ КАМЕННОУГОЛЬНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

ТЕРРИТОРИИ ПЕРМСКОГО КРАЯ НА ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫЕ

ХАРАКТЕРИСТИКИ КОЛЛЕКТОРОВ

Отложения башкирского яруса среднего отдела каменноугольной системы имеют широкое распространение в пределах восточной окраины Русской платформы и Предуральского краевого прогиба.

Первые данные о распространении и последовательности каменноугольных отложений в Пермском Приуралье были получены в середине ХIХ века и отражены в работах Р.И. Мурчисона [69, 84], В.И. Меллера (1869), Г.П.

Гельмерсена (1841) и др. Работами А.А. Краснопольского (1889) и А.А.

Штукенберга (1898) были заложены основы стратиграфии каменноугольных отложений.

Г.Н. Фредриксом в 1932году при сравнении разрезов отложений в районах рек Колвы, Вишеры и Чусовой отмечено их литологическое различие обусловленное фациальными замещениями. Исследования отложений в Чусовском и Вишерском районах И.И. Горским [54] и Г.А. Дуткевичем позволило подразделить их на пачки, выделить горизонты, установить литологическую изменчивость по простиранию и фациальную изменчивость по разрезу.

На Южном Урале С.В. Семихатовой [98] впервые были выделены башкирские слои. Обособление башкирского яруса явилось исходной точкой для исследования особенностей литологического и фациального состава среднекаменноугольных отложений. Обнаружение промышленной нефтеносности палеозойских отложений в восточной части Восточно-Европейской платформы привело к накоплению обширного материала исследований керна.

Применительно к территории Пермского края наиболее значимый вклад при комплексном изучении каменноугольных отложений внесен И.В. Пахомовым, О.А. Щербаковым, П.А. Сафроницким, под руководством которых выполнены работы по детальному расчленению каменноугольных отложений, палеотектонические и палеогеографические реконструкции.

Эти работы начали проводиться с 50-х годов прошлого столетия на горнонефтяном факультете Пермского политехнического института (сейчас Пермский национальный исследовательский политехнический университет, ПНИПУ) литолого-фациальной (впоследствии геологическая) группой кафедры «Геология нефти и газа» под руководством профессора Пахомова И.В.

С 1960 г. комплексные исследования литологии и стратиграфии глубоких скважин Пермского Прикамья ведутся в Камском филиале ВНИГНИ под руководством Кузнецова Ю.Н., Сташковой Э.К.

С 70-х годов по различным районам Среднего и Северного Урала стратиграфические исследования выполнялись в Пермском государственном университете (сейчас Пермский государственный национальный исследовательский университет, ПГНИУ) на кафедре «Региональная геология»

под руководством Сафроницкого П.А.

К началу 80-х годов геологической группой Пермского политехнического института и сотрудниками Пермского госуниверситета была проведена большая работа по детальному изучению опорных разрезов карбона западного склона Урала. Состояние изученности среднекаменноугольных отложений было отражено в печатных работах: в трудах института геологии и геохимии УНЦ АН СССР и диссертациях [55, 116-119]. Результаты изучения остатков организмов каменноугольных отложений способствовали дробной стратификации изученных разрезов, на основе чего была разработана и принята унифицированная схема карбона Урала.

В 1984 году геологической группой Пермского политехнического института под руководством профессора Щербакова О.А. разработан метод, позволяющий проводить более достоверное и дробное расчленение и корреляцию отложений.

биостратиграфического, т.к. цикличность отражает этапность осадконакопления, а биостратиграфия – этапность развития органического мира, характеризуя, таким образом, условия осадкообразования в прошлые геологические эпохи.

Значительный вклад в изучение среднего карбона Западного Урала внесли следующие научные работы [58, 116–118]. В результате детально описаны все разрезы карбона Вишерско-Чусовского Урала, изучен литологический, тектонический режим территории в каменноугольный период. Результаты литолого-фациальных исследований каменноугольных, и в частности, среднекаменноугольных отложений отражены в серии погоризонтных литологопалеогеографических и палеотектонических карт, впервые составленных для территории западного склона Среднего и Северного Урала.

При изучении отложений каменноугольной системы западного склона Урала основной целью было детальное расчленение разреза до горизонтов с использованием биостратиграфического метода и циклического анализа, а также фациальная характеристика отложений для каждого яруса. Материалом послужили описания керна и данные интерпретации каротажных диаграмм ГИС.

генетическими признаками (литологический состав, структура, текстура, остатки флоры и фауны), отражающими условия или обстановку её накопления, отличную от обстановки образования смежных одновозрастных пород. Выделение фаций основывается на результатах фациального анализа, сущность которого заключается в расшифровке связи литологических и палеонтологических признаков пород с теми палеографическими обстановками, в которых эти породы формировались.

Методология фациального анализа базируется на научных исследованиях.

отраженных в работах Наливкина Д.В. [86], Крашенинникова Г.Ф. [71,72], Рухина Л.Б. [97]. В соответствие с этими работами в составе каменноугольных отложений территории Пермского края установлены три основные группы фаций:

континентальные, лагунные и морские.

Континентальные отложения представлены русловыми и пойменными фациями, а также фациями озер, болот и пляжа.

Лагунные отложения отчетливо подразделяются на отложения бассейнов с пониженной соленостью (солоноватоводные) и с повышенной соленостью (солоноводные). Солоноватоводные включают в себя в прибрежной зоне моря:

фации речных выносов, заливов, прибрежных болот, баров, кос, зоны волнений и слабых течений, а также фации открытого прибрежного мелководья; на удалении от береговой линии: фации зон опресненного мелководья, удаленных от берега, опресненных фаций средних и относительно больших глубин. Солоноводные фации всегда мелководные и представлены тремя фациями: солоноводными фациями карбонатных органогенных и хемогенных илов, а также фациями сульфатных хемогенных илов.

Морские фации наиболее разнообразны и сложны по соотношениям друг с другом. В их составе выделены фации прибрежного мелководья и мелководья открытого моря, закрытого и открытого прибрежного мелководья, отмелей, органогенных построек (биостромы, биогермы, рифы), поселений различных организмов: водорослей, брахиопод, кораллов, фораминифер, криноидей, мшанок, губок, а также фации ровного морского дна со спокойным и подвижным гидродинамическим режимом. Морские фации открытого моря разделяются по глубинам на мелководные, фации средних глубин и относительно глубоководные.

Данная диссертационная работа посвящена исследованию фациальной принадлежности отложений башкирского яруса и зависимости характеристик нефтеизвлечения от этого фактора. В связи с этим, необходимо рассмотреть более подробно литологический состав и фациальные обстановки отложений, формировавшихся на изучаемой территории в башкирский век.

Отложения башкирского яруса в пределах Пермского края представлены двумя типами разрезов: карбонатным и терригенно-карбонатным. Карбонатный тип разреза имеет наиболее широкое распространение и в нем преобладают органогенные, органогенно-обломочные и оолитовые известняки. Встречаются прослои доломитов, доломитизированных известняков и аргиллитов. Разрезы терригенно-карбонатного типа представлены известняками и аргиллитами, имеют ограниченное распространение. На севере края в районах Ксенофонтово, УстьЧерная существовала суша, окаймляющаяся с юга и востока узкой полосой прибрежно-морского мелководного бассейна с терригенным осадконакоплением.

Еще южнее и восточнее отлагались уже терригенно-карбонатные осадки (р-н г.Чердыни). Характерной особенностью башкирских отложений является наличие прослоев конгломерато-брекчий. Число прослоев в разрезе яруса изменяется от до 12, причем приурочены они к разным частям разреза. Мощность башкирских отложений изменяется от 0-29 м на крайнем северо-западе до 98 м на крайнем юго-востоке края.

Несмотря на то, что в пределах изучаемой территории башкирский ярус развит повсеместно, в полном объеме он присутствует только в южной части западного склона Среднего Урала. Разрез находится на левом берегу р. Чусовой в 7 км вниз по течению от пос. Староуткинска и рекомендован в качестве опорного для башкирского яруса [115]. Здесь в виде скал, известных под названием камня «Сокол», обнажены породы серпуховского, башкирского и нижней части московского яруса. Разрез приурочен к западному крылу Староуткинской антиклинали.

По результатам многолетних исследований проведенных сотрудниками ПНИПУ установлено, что в башкирский век средней эпохи каменноугольного периода на территории Предуральского краевого прогиба и прилегающей части Восточно-Европейской платформы, в пределах Пермского края существовал эпиконтинетальный морской бассейн. Исходя из физико-географических обстановок формирования отложений, по положению относительно береговой линии на территории были развиты морские мелководные фации открытого моря (ММ).

Морские фации в основном представлены различными известняками. Они выделяются по имеющимся в них органическим остаткам, принадлежащим, по меньшей мере, двум группам стеногалинных организмов, или при отсутствии остатков фауны по наличию аутигенного глауконита. Известняки в составе морских фаций отличаются большим разнообразием структурных особенностей.

Наиболее широко распространены детритовые, биоморфные, комковатые и сгустковые структуры. Тонкозернистые, микрозернистые и пелитоморфные структуры имеют ограниченное распространение. Морские отложения характеризуются обилием и качественным разнообразием органических остатков.

Среди них чаще всего встречаются фораминиферы, иглокожие (преимущественно членики криноидей) и водоросли. Значительно меньше распространены брахиоподы, мшанки, кораллы и остракоды. Остатки организмов находятся в прижизненном либо в близком к нему положении. Выделяются водорослевые, фораминиферовые поселения. Переход от одной фации к другой происходит постепенно. Этим обусловлено существование промежуточных фациальных типов.

По характеру дна, глубинам, гидродинамическому режиму и комплексу органических остатков на исследуемой территории в комплексе морских мелководных фаций открытого моря по направлению от берега выделяются следующие группы фаций: фации отмелей, фации поселений различных организмов, фации относительно ровного морского дна.

Отложения этих фаций формировались в условиях исключительно малых глубин, как правило, не превышающих 10 м. Среда осадконакопления отличалась высокой подвижностью вод и плотным, твердым каменистым дном. Морские отложения представлены известняками и известняковыми брекчиями и песчаниками. Известняки, в большинстве своем, – органогенно-обломочные, комковато-обломочные, брекчиевые. Комплекс органических остатков, свойственных рассматриваемым фациям, богат и разнообразен. В большом количестве присутствуют массивные колонии багряных водорослей, желваки гирванелл, однокамерные и многокамерные фораминиферы, кораллы и брахиоподы. По периферии фации отмелей последовательно сменяются фациями различных фаунистических поселений.

Этот комплекс фаций очень широко распространен в составе мелководных отложений, располагается на склонах и по периферии отмелей и означает постепенный переход к фациям относительно ровного морского дна. Фации данного комплекса являются моноценозами и располагаются по площади в закономерном порядке, представляющем собой полный фациальный ряд. Переход от одной фации к другой совершается постепенно, за счет чего в отложениях на стыке разных фаций часто присутствуют смешанные поселения. Группа фаций ПО включает фации водорослевых, брахиоподовых, криноидных, фузулинидовых и фораминиферовых поселений.

скелетными остатками зеленых (Calcifolium, Koninckpora, Beresella, Dvinella и др.) и багряных (Ungarella, Donezella и др.) водорослей. По особенностям своего строения они образовывали заросли, покрывавшие часть морского дна. После отмирания организмов в донном осадке скапливались их твердые скелетные остатки, из которых впоследствии образовались прослои водорослевых известняков толщиной до 0,5 м. Для фаций характерны биоморфные и органогенно-детритовые структуры. В этих известняках водорослям сопутствуют ископаемые остатки фораминифер, криноидей, брахиопод и одиночных четырехлучевых кораллов.

К фациям брахиоподовых поселений отнесены брахиоподовые известняки и известняки с брахиоподами, раковинам которых принадлежит ведущая роль в составе породы. Среди структур ведущее значение принадлежит органогенным и органогенно-детритовым. Из органических остатков для фаций брахиоподовых поселений характерны водоросли, особенно трубчатые и багряные, многокамерные фораминиферы (реже фузулиниды), членики криноидей и одиночные кораллы. Среди брахиопод преобладают представители свободнолежащего типа при подчинённом значении представителей якорного типа.

Фации криноидных поселений представлены криноидными известняками, а иногда реликтово-криноидными доломитами. Выделение этих фаций несколько условно, т.к. в некоторых случаях нет уверенности в накоплении скелетных остатков криноидей на месте их обитания. Однако, даже если членики криноидей и были перемещены после отмирания организма, то это расстояние от места их обитания было невелико, так как членики не несут следов транспортировки.

Преобладающей структурой фаций криноидных поселений является органогеннодетритовая. Из органических остатков свойственны водоросли, разнообразные фораминиферы, одиночные и колониальные ругозы, мшанки и брахиоподы, принадлежащие в подавляющем большинстве к якорному экологическому типу.

Фации фузулинидовых поселений представлены фузулинидовыми известняками и реликтово-фузулинидовыми доломитами, в которых фузулиниды нацело слагают всю породу. Фации фузулинидовых поселений как самостоятельную группу фаций выделяют только в среднекаменноугольных отложениях, т.к., начиная со среднего карбона в составе фораминиферовых сообществ всё большую роль начинает играть надсемейство Fusulinadeae. Среди известняков преобладают органогенные и органогенно-детритовые разности, среди доломитов – тонко- и мелкозернистые (кристаллические). Из органических остатков в фациях фузулинидовых поселений встречаются членики криноидей, мшанки, одиночные четырехлучевые кораллы и водоросли. Представители других групп организмов встречаются исключительно редко.

К этим фациям отнесены фораминиферовые известняки. Преобладающими микроструктурами фораминиферовых известняков являются детритовая и фораминифер, наиболее характерны водоросли, брахиоподы, мшанки и членики криноидей.

Фации относительно ровного морского дна (РМД) гидродинамическим режимом и со спокойным гидродинамическим режимом.

Фации участков ровного морского дна с подвижным гидродинамическим накапливались в обстановках с плотным дном и подвижной динамикой среды.

Это наложило отпечаток на структуры горных пород и качественный состав органических остатков. В литологическом отношении они представлены различными известняками, и ведущая роль принадлежит органогенно-детритовым разностям. Состав органических остатков характеризуется несколько большим разнообразием водорослей, большей ролью мшанок и иглокожих, а среди брахиопод – преобладанием представителей якорного типа.

Фации участков ровного морского дна со спокойным гидродинамическим режимом (РМДС) представляют собой отложения, которые формировались в удаленных от берега морских мелководных обстановках, отличающихся илистым дном и спокойным или слабоподвижным гидродинамическим режимом.

Рассматриваемые фации представлены различными известняками, часто глинистыми, с большим разнообразием структурных особенностей. Среди них преобладают микрозернистые, тонкозернистые, сгустковые, комковатые и сгустково-комковатые разности. Известняки содержат богатый и разнообразный комплекс органических остатков, принадлежащих водорослям, многокамерным фораминиферам (в том числе, фузулинидам), брахиоподам свободно лежащего типа и одиночным кораллам.

Связи между выделенными морскими фациями показаны на Рисунке 1.

Рис.1 Схема взаимосвязи фаций, в условиях формирования карбонатных В пределах территории Пермского края отложения башкирского яруса входят в состав верхневизейско-башкирского карбонатного нефтегазоносного комплекса.

В башкирском ярусе установлено более 100 промышленных залежей. Они есть во всех регионах края, кроме Юрюзано-Сылвенской депрессии. Все выявленные залежи относятся к массивному типу. В Бымско-Кунгурской впадине открыто залежей, в Соликамской депрессии - 23, на Башкирском своде - 32, на Пермском своде - 18, в Верхнекамской впадине - 15, на Ракшинской седловине - 3, в Висимской впадине, Косьвинско-Чусовской седловине, передовых складках Урала и Камском своде по одной залежи.

Лучшими коллекторскими свойствами в разрезе башкирских отложений обладают биоморфно-водорослевые, фораминиферовые разности известняков, которые представляют пласт Бш. В ряде районов южной части Пермского края проницаемые зоны образуют пласты Бш1 и Бш2, а на отдельных участках (Осинский) еще и пласты Бш0 и Бш3. Окремнелые плотные известняки верхней части башкирского яруса и аргиллиты нижней части верейского горизонта являются покрышкой для башкирских залежей. Покрышка регионально развита по территории края, но имеет тенденцию к уменьшению мощности в югозападном направлении: от 15-20 м на Ярино-Каменноложском месторождении до 1-3 м на Красноярско-Куединском.

Вопросом фациальной принадлежности карбонатных отложений в контексте изучения фильтрационно-емкостных свойств и прогноза распространения резервуаров различных литологических типов для нефтяных месторождений Пермского края, занимались в ЗАО «КамНИИКИГС» (Сташкова Э.К., 2006) и в ООО «ПермНИПИнефть» (Вилесов А.П., 2009). Исследования проводились для фаменских и турнейских продуктивных толщ, приуроченным, как правило, к биогермным массивам.

коэффициент извлечения нефти (КИН). При анализе технологических решений эффективности разработки нефтяных месторождений принято рассматривать КИН как произведение коэффициентов охвата пласта процессом вытеснения (КОХВ) и вытеснения нефти (КВЫТ).

Коэффициент охвата вытеснением характеризует степень вовлечения запасов залежи в разработку и зависит от того, насколько реализуемая система разработки нивелирует макронеоднородность геологического строения залежи, т.е. учитывает распределение в объеме залежи фильтрационных потоков. На величину КОХВ неоднородности и расчлененности пластов. Неблагоприятное соотношение вязкостей и большая степень неоднородности пласта приводят к неравномерности фронта продвижения воды по отдельным пропласткам и зонам пласта. В результате значительные зоны остаются неохваченными процессом вытеснения. В целом на величину КОХВ в значительной степени влияют такие технологические решения, как реализация системы заводнения, плотность сетки скважин и т.д.

Коэффициент вытеснения нефти рабочим агентом характеризует эффективность вытеснения нефти на микроуровне и зависит от того, насколько применяемый рабочий агент обеспечивает полноту вытеснения нефти из пустотного пространства пород-коллекторов залежи, охваченных воздействием.

Факторами, влияющими на коэффициент вытеснения, являются соотношение вязкостей нефти и рабочего агента, неоднородность пористой среды и избирательная смачиваемость. Таким образом, именно КВЫТ характеризует собственно коллекторские характеристики залежи.

Анализ результатов экспериментов показал, что при использовании в качестве аргумента абсолютной газопроницаемости модели (k), рассчитываемой как среднее арифметическое значение абсолютных газопроницаемостей образцов модели пласта, коэффициент вытеснения возрастал с ростом проницаемости.

Однако, в ряде случаев, при одинаковых проницаемостях моделей одновозрастных отложений одного месторождения значения КВЫТ значительно отличались друг от друга.

Согласование результатов было получено, когда в качестве аргумента зависимости КВЫТ стала использоваться фазовая проницаемость по нефти (kФАЗ) – проницаемость модели по нефти при наличии в образцах остаточной водонасыщенности.

Для месторождений Пермского края обоснованы, и длительное время опробованы надежные методики оценки коэффициента нефти водой (КВЫТ) как опытным путем в лабораторных условиях по керну, так и на основе установленных для различных типов залежей и районов логарифмических функциональных зависимостей вида [92, 112, 113]:

где КПОДВ – коэффициент подвижности, представляющий собой отношение проницаемости коллектора (kФАЗ) по нефти к вязкости нефти (µ).

Для различных типов коллекторов (поровый, трещинный, трещинно-поровый и т.д.) для каждого вида пустотности определяют соответствующую ей величину проницаемости.

Экспериментальное определение коэффициента вытеснения проводится в соответствии с требованиями ОСТа 39-195-86 [88] в лабораторных условиях на образцах керна, в основном относящихся к поровому типу, и, следовательно, характеризует поровую часть коллектора. Исходя из этого, при использовании обсуждаемых зависимостей КВЫТ всегда необходимо определять проницаемость поровой части, т.е. по керну или ГИС.

Такой подход наиболее актуален для порово-трещинных коллекторов. Для них, определяемая по результатам гидродинамических исследований (ГДИ), проницаемость по нефти (kФАЗ), как правило, больше, чем проницаемость их поровой части. Если за основу берется проницаемость по ГДИ, то коэффициент вытеснения, снимаемый с зависимости от подвижности и полученный для порового типа коллектора, ставится в соответствие более высокому значению проницаемости, характерному для другого, более сложного типа коллектора, и, в результате, оказывается завышенным.

Избежать данного недостатков можно при определении проницаемости по геофизическим исследованиям kГИС [79-81]. При обосновании kГИС используется зависимость «пористость (КП) – проницаемость (k)», описываемая уравнением вида:

здесь k – абсолютная газопроницаемость образцов керна порового типа.

Пористость КП достаточно надежно определяется методами ГИС, после чего по зависимости рассчитывается проницаемость как отдельных пропластков, так и пласта в целом.

В связи с тем, что при построении зависимости КВЫТ используется проницаемость по нефти, возникает необходимость в переходной зависимости от проницаемости по ГИС, т.е. от абсолютной проницаемости k к фазовой проницаемости по нефти kФАЗ, уравнение в этом случае имеет степенной вид:

Методика оценки коэффициента вытеснения нефти на основе переходной зависимости от абсолютной проницаемости к фазовой по нефти, при наличии трещинной составляющей проницаемости исключает возможность его завышения и способствует более точной оценке. Кроме того, привлечение данных ГИС позволяет определять коэффициент вытеснения для продуктивных отложений в районе каждой скважины.

каменноугольные отложения достаточно хорошо изучены: установлены основные литологические типы, проведено детальное стратиграфическое расчленение, построены палеотектонические и палеогеографические реконструкции (преимущественно для зоны прогиба и передовых складок Урала). В свою очередь, обнаружение промышленной нефтеносности палеозойских, в том числе и каменноугольных, отложений в восточной части Восточно-Европейской платформы, и исследования петрофизических характеристик пород-коллекторов на керне привело к накоплению обширного материала исследований.

Из вышесказанного следует, что процесс вытеснения нефти в пределах залежи для территории исследования определяется главным образом подвижностью нефти. Задачей диссертации ставится количественная оценка влияния петрофизических характеристик и фациальных особенностей башкирских карбонатных залежей на коэффициент подвижности нефти.

Глава 2. ИССЛЕДОВАНИЕ ЗАКОНОМЕРНОСТЕЙ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ

ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ ХАРАКТРИСТИК БАШКИРСКИХ

КАРБОНАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ПЕРМСКОГО КРАЯ

Карбонатные отложения башкирского яруса имеют сложное строение, высокую степень неоднородности, и, как следствие, часто не высокие фильтрационно-емкостные свойства. Значения КВЫТ для башкирских залежей в среднем ниже, чем для других основных эксплуатационных объектов Пермского края. На Рисунке 2.1 представлена гистограмма распределения значений КВЫТ основных нефтегазоносных комплексов (НГК) территории Пермского края.

Количество определний Рис.2.1. Гистограмма распределения значений КВЫТ основных НГК Достоверный прогноз фильтрационно-емкостных характеристик коллекторов башкирских залежей определяет методы и эффективность их разработки. В диссертации для анализа использованы данные характеризующие коллекторские свойства, характеристики процесса вытеснения и вязкости нефти Величина вязкости пластовой нефти для башкирских залежей Пермского края изменяется в диапазоне от 0,7 до 38,0 мПа*с [60]. Изменение µ для территории исследования имеет зональный характер. По мере удаления от передовых складок Урала (ПСУ) в башкирских залежах для всех крупных тектонических элементов наблюдается повышение вязкости нефти. Зависимости вязкости и расстояния от ПСУ (LПСУ, км) для наиболее изученных крупных тектонических элементов характеризуются положительными корреляциями, что видно из Талицы 2.1.

Статистические характеристики вязкости нефти и проницаемости пласта Бш в Тектонический Соликамская депрессия (СолД) Бымско-Кунгурская впадина (БКВ) Пермский свод Башкирский свод Поля корреляции вязкости и проницаемости от удаленности относительно представлены на Рисунке 2.2.

Рис. 2.2. Поля корреляции k, µ и расстояния от ПСУ для крупных тектонических Зональность изменения вязкости пластовой нефти в зависимости от удаленности от ПСУ графически представлена на Рисунке 2.3.

Рис. 2.3. Схема распределения µ для башкирских залежей Пермского края Из рисунка видно, что увеличение вязкости пластовой нефти имеет площадной характер – с севера на юг и с запада на восток. Распределение же проницаемости для башкирских залежей носит пространственный характер и представлено на Рисунке 2.4.

Рис. 2.4. Схема распределения k для башкирских залежей Пермского края Корреляционные связи между k и LПСУ имеют как положительные, так и отрицательные направленности. Это связано с тем, что даже в пределах залежей проницаемость для карбонатных сложнопостроенных коллекторов изменяется в широком диапазоне как по латерали так и по разрезу. Соответственно, величины коэффициентов подвижности нефти в контуре залежи, в основном, определяются именно проницаемостью коллекторов, обусловленной главным образом фациальными условиями.

подвижности нефти от проницаемости отложений и вязкости нефти.

Уравнение множественной регрессии имеет следующий вид:

ПОДВ ПОДВ

r=0,49 и r=-0.40.

Распределение значений параметра КПОДВ для башкирских залежей Пермского края представлено на Рисунке 2.6.

Рис. 2.6. Схема распределения КПОДВ для башкирских залежей Пермского края Для коэффициента вытеснения нефти, составляющей которого является КПОДВ, построена схема распределения, которая представленная на Рисунке 2.7.

Рис. 2.7. Схема распределения КВЫТ для башкирских залежей Пермского края Кроме того, схемы распределения построены для емкостных параметров коллекторов башкирских залежей территории Пермского края – коэффициентов открытой пористости и начальной нефтенасыщенности (КН). Схемы распределения представлены на Рисунке 2.8 и Рисунке 2.9 соответственно.

Рис. 2.8. Схема распределения КП для башкирских залежей Пермского края Рис. 2.9. Схема распределения КН для башкирских залежей Пермского края Как видно из вышеприведенных рисунков, для вязкости пластовой нефти просматривается зональность распределения по площади, контролируемая тектоническими элементами. Площадная закономерность заключается в том, что по мере удаления от ПСУ вязкость нефти в пределах тектонических элементов увеличивается. Устойчивых площадных закономерностей распределения проницаемости коллекторов башкирских залежей для территории исследования не выявлено. В свою очередь, ввиду высокой степени взаимосвязи фильтрационно-емкостных свойств, распределение таких параметров как проницаемость, пористость, нефтенасыщенность для башкирских залежей Пермского края на схемах достаточно близки. В пределах контуров залежей подвижность нефти, и как следствие коэффициент нефтевытеснения, в основном определяется проницаемостью пород-коллекторов, что в значительной степени обусловлено принадлежностью к различным фациям.

Таким образом, в результате обобщения фактических данных по территории Пермского края в диссертации впервые для башкирских залежей построены схемы распределения вязкости пластовой нефти, проницаемости коллекторов, коэффициентов подвижности и вытеснения нефти, а также пористости и начальной нефтенасыщенности.

Исходя из того, что распределение петрофизических показателей и свойств пластовой нефти обусловлено сложным тектоническим строением, в качестве объектов изучения выбраны башкирские залежи месторождений расположенных в различных тектонических элементах. Поставленные задачи в диссертации решены на примере Соликамской депресси – Сибирское месторождение, осевой зоны Камско-Кинельской системы прогибов (ККСП) – Кокуйское месторождение и бортовой части ККСП – Батырбайское месторождение. Расположение месторождений представлено на Рисунке 2.10.

Изученные в диссертации залежи являются типичными для указанных территорий. В пределах данных залежей представляется возможным детальное изучение геологического строения, ввиду высокой плотности размещения скважин с отбором керна.

Рис. 2.10. Схема расположения исследуемых месторождений Глава 3. ОБОСНОВАНИЕ ГЕОЛОГО-МАТЕМАТИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ

ПРОГНОЗА ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ С УЧЕТОМ

ФАЦИАЛЬНЫХ ОСОБЕННОСТЕЙ КОЛЛЕКТОРОВ

предварительном этапе проведение фациального анализа кернового материала и разработка геолого-математических моделей прогноза фильтрационно-емкостных свойств коллекторов с учетом фациальных особенностей.

макроописаний кернового материала и анализ микроструктур по описанию петрографических шлифов, петрофизические характеристики образцов керна, полученные в лабораторных условиях, результаты определений вязкости нефти в пластовых условиях.

карбонатными породами, среди которых преобладают известняки. Для определения фаций необходимо правильное выделение различных типов известняков, подразделяемых в свою очередь по количественному содержанию различных компонентов и их размерности.

В башкирский век на исследуемой территории существовала зона развития мелководно-морской фации, для которой характерны чистые известняки с прослоями конгломерато-брекчий и включениями кремней. Известняки характеризуются обильным и разнообразным комплексом органических остатков.

Нередко встречаются биоморфные разности известняков, свидетельствующие о развитии в башкирском бассейне небольших биогермных построек.

фораминиферовые.

Существует несколько классификаций карбонатов, основанных на различных подходах к изучению карбонатных пород. Наиболее часто используемой и удобной из отечественных классификаций карбонатных пород является классификация Хворовой И.В. [109], на основе которой в диссертации установлены микроструктуры пород. Детальное изучение карбонатов башкирского яруса показало возможность выявления прогрессивной и регрессивной направленности осадконакопления по характеру изменения микроструктур. При микроскопическом изучении шлифов в карбонатных породах установлены следующие наиболее часто встречающиеся микроструктуры (в направлении от мелких к крупным по величине структурных составляющих):

пелитовая (п), микрозернистая (мз), сгустковая (с), комковатая (к), шламовая (ш), детритовая (д), биоморфная (б), обломочная (об), [118,119].

Пелитовая структура – макроскопически порода однородна, (размер зерен 0,01 – 0,001 мм).

Микрозернистая структура – в шлифе зерна (размером 0,05 – 0,01 мм) частью различимы.

Сгустковая структура – в шлифе наблюдаются фрагменты неправильной формы с неясными очертаниями (размеры до 0,1 мм).

Комковатая структура – в шлифе присутствуют очертания фрагментов четкие и ясные, форма их более правильная (размер 0,1 – 0,5 мм).

Биогенные известняки в зависимости от степени сохранности органических остатков подразделяются на шламовые, детритовые и биоморфные.

Шламовая структура – в шлифе находятся обломки менее 0,1 мм.

Детритовая структура – в шлифе отмечены обломки крупнее 0,1 мм.

Биоморфная структура – в шлифе присутствуют крупные цельные раковины.

Размер от нескольких долей миллиметра (фораминиферы, остракоды и др.) до нескольких сантиметров (гастроподы, бивальвии и др.). Обломочные породы состоят из обломков в различной степени окатанных. Размер основных компонентов породы – обломков известняков колеблется в широких пределах – от долей миллиметра до нескольких сантиметров. В связи с этим различают песчаники, гравелиты, конгломераты и брекчии.

Структуры и микроструктуры горных пород, и в частности карбонатных, обусловлены физико-географическими условиями и фациальными обстановками в которых происходило образование и накопление осадка, и из которых в последствие формировались отложения горных пород. В связи с этим рассмотрим комплексы структур и горных пород, характерных для группы морскихмелководных фаций открытого моря. В качестве иллюстраций в работе использованы фотографии петрографических шлифов отложений башкирского яруса, исследуемых нефтяных месторождений, и разреза «Сокол», опорного для башкирского яруса.

Отложения башкирского яруса исследуемых месторождений, Сибирского, Кокуйского и Батырбайского, относятся к трем группам фаций: ОТ, ПО и РМД.

Для фаций ОТ это преимущественно обломочные и органогенно-обломочные микроструктуры, и в подчиненной степени – детритово-комковатые. Наиболее часто встречаемые горные породы этой фации: известняк обломочный, известняковая брекчия, известняк гравелитовый, известняк оолитовый, известняк оолитово-комковатый. Фото шлифов горных пород характерных для фации ОТ приведены на Рисунке 3.1.1.

Известняк комковатый Известняк органогенно-обломочный Для фаций ПО ведущее значение принадлежит биоморфным, органогенным, органогенно-детритовым и детритовым структурам. Горные породы этой группы фаций представлены известняками, состоящими преимущественно из остатков одной группы организмов: водорослевые, брахиоподовые, криноидные, фузулинидовые, фораминиферовые, либо из нескольких групп, являясь переходными литотипами (криноидно-фораминиферовые, водорослевокриноидные, фораминиферово-водорослевые и т.п.). Фото шлифов горных пород этой группы фаций приведены на Рисунке 3.1.2.

Водорослево-фораминеферовый Органогенно-детритовый Фации РМД в литологическом отношении представляют собой известняки часто доломитизированные в различной степени глинистые, со стилолитовыми швами, а также доломиты и доломиты известковистые. Среди них преобладают органогенно-детритовые, микрозернистые, тонкозернистые, сгустковые, комковато-сгустковые разности. Фото шлифов горных пород фаций РМД представлены на Рисунке 3.1.3.

Известняк микро-тонкозернистый Известняк комковато-сгустковый Основываясь на анализе микроструктур, для кернов башкирских залежей изучаемых месторождений по петрографическим описаниям шлифов установлены фациальные обстановки. Для характеристик выделенных групп фаций проведен статистический анализ. На первом этапе установлены средние значения и плотности распределений следующих показателей: пористости (КП), проницаемости (k), остаточной водонасыщенности (КОВ), плотности (), абсолютных отметок залегания (Н) и толщин выделенных фаций (М). Сравнение средних значений по фациям выполнялось с помощью критериев Стьюдента t.

При анализе плотностей распределения определяются оптимальные величины интервалов варьирования показателей с учетом фаций и с использованием формулы Стерджесса. Так, например, для показателя – КП, вначале при сравнении плотностей распределения для фаций ОТ, ПО, РМД строились гистограммы по КП. Оптимальные величины интервалов значений показателя КП вычислялись по формуле Стерджесса:

где КПmax– максимальное значение показателя, КПmin– минимальное значение показателя, N – количество данных.

В каждом интервале определяются частости:

где P(КП) – частость в k-ом интервале для группы Wq, где q=1 cоответствует фации ОТ, q=2 соответствует фации ПО, q=3 соответствует фации РМД, Nk – число случаев содержания показателя P(КП) в k-ом интервале, Nq– объем выборки для фаций ОТ, ПО, РМД.

Для количественной оценки различия в плотностях распределения частостей исследуемых показателей в изучаемых фациях использовался критерий Пирсона 2. В связи с тем, что как по критерию 2, так и по критерию t полностью разделить выборку по данным показателям на 3 группы фаций не представляется возможным, то для более полного анализа распределения показателей в пределах исследуемых фаций вычисляются значения коэффициентов корреляции r между ними с учетом фаций.

Следующим шагом при разработке геолого-математических моделей являлось разделение типов фаций по комплексу изучаемых показателей с использованием метода пошагового линейного дискриминантного анализа (ПЛДА). Методология реализации метода ПЛДА применительно к решению задач нефтяной геологии подробно изложена в работах [22, 31, 3,3, 34,78].

Для построения ЛДФ составляются матрицы центрированных сумм квадратов и смещенных произведений, по ним вычисляется выборочная матрица. Затем для определения коэффициентов ЛДФ находится обратная выборочная ковариационная матрица – матрица С, и вычисляются граничные значения дискриминантных функций (Ro), делящие выборку на три подмножества.

Надежность классификации определяется с помощью критериев Пирсона и Фишера.

В результате реализации ПЛДА устанавливают геолого-математические модели, позволяющие оценить вероятности принадлежности к фациям РОТ, РПО, РРМД в зависимости от фильтрационно-емкостных свойств коллекторов вида:

где А1, … Аn – коэффициенты соответствующих характеристик, С – свободный член уравнения множественной регрессии.

Далее, используя полученные значения вероятностей, вычисляют их средние значения, сравнение которых по фациям выполняют с помощью критерия t.

Количественная оценка различия в плотностях распределения вероятностей для изучаемых фаций основывается на использовании показывает, что распределение вероятностей принадлежности к своему классу фаций значительно отличается от этих вероятностей принадлежности к другим классам. Анализ распределения вероятностей в пределах исследуемых фаций невозможен без построения полей корреляции между вероятностями, а также вычисления значений коэффициентов корреляции между ними с учетом фаций.

3.2. МОДЕЛИ ДЛЯ ПРОГНОЗА ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ

С УЧЕТОМ ФАЦИАЛЬНЫХ ОСОБЕННОСТЕЙ КОЛЕКТОРОВ

ДЛЯ СИБИРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

В тектоническом отношении Сибирское месторождение находится в южной части Соликамской депрессии Предуральского краевого прогиба и приурочено к двум поднятиям Сибирскому и Родыгинскому, осложняющим Уньвинский выступ. Как и все депрессии, входящие в состав Предуральского краевого прогиба, Соликамская четко выражена, как отрицательная структура в планах кровли артинских и кунгурских отложений. Она простирается в меридиональном направлении на 230 км, ширина 60-80 м. Наиболее погруженной является ее южная половина, где поверхность артинских отложений залегает на абсолютных отметках минус 850 м.

Территория Соликамской депрессии расположена в области с широким развитием позднедевонских седиментационных образований в виде одиночных рифовых массивов. Отложения турнейского яруса образуют структуру облекания.

Таким рифовым массивом, осложненным двумя поднятиями, и является изучаемая структура.

Отложения башкирского яруса представлены известняками серыми и темносерыми в различной степени доломитизированными, прослоями глинистыми, неравномерно пористыми. Мощность отложений от 48,0 м до 63,0 м. По отражающему горизонту In, отождествленному с кровлей карбонатных отложений башкирского яруса структура представляет собой брахиантиклиналь. Отмечается выполаживание структурного плана с незначительными смещениями в сводовых частях.

Согласно исследованиям И.В. Пахомова, О.А. Щербакова, В.И. Дурникина отложения башкирского яруса территории Пермского края формировались в морских мелководных обстановках. Высокая биологическая продуктивность эпиконтинентального бассейна и слабая дифференциация осадков на дне способствовали созданию сложных по очертанию площадей развития отмелей и поселений различных морских организмов. Смена обстановок осадконакопления, фациальная принадлежность и мощность отложений указывают на то, что в башкирский век исследуемая территория находилась в зоне воздействия эпейрогенических движений. Что обусловило небольшое разнообразие фаций (только группа морских-мелководных фаций открытого моря) и их частую смену как по разрезу, так и по латерали.

Анализ распределения фаций в разрезе каждой скважины позволил определить удельную долю (средневзвешенную по мощности) фаций ОТ, ПО, РМД и построить схемы распределения фаций по площади Сибирского месторождения, которые представлены на Рисунках 3.2.1 – 3.2.3.

Рис. 3.2.1. Схема распределения фаций ОТ для пласта Бш Рис. 3.2.2. Схема распределения фаций ПО для пласта Бш Рис. 3.2.3. Схема распределения фаций РМД для пласта Бш Как видно из Рисунка 3.2.1, фации отмелей локализуются в центральной и юго-западной частях месторождения; значение удельной доли этой группы фаций не превышает – 0,45. В тоже время фации ПО располагаются субмеридионально (с С-З на Ю-В). Причем, в осевой части доля фации ПО составляет около половины от всех фаций, а к периферии идет увеличение до 0,7 на юго-западе и до 0,9 на северо-востоке изучаемой территории, Рисунок 3.2.2. Развитие фаций РМД, в свою очередь, имеет субширотное направление с возрастанием их доли на юге месторождения, как показано на Рисунке 3.2.3.

При разработке геолого-математических моделей прогноза фильтрационноемкостных свойств коллекторов с учетом фациальных особенностей для башкирской карбонатной залежи Сибирского месторождения проведены исследования по данным 187 образцов керна из 15 скважин.

В первую очередь определен характер связей коллекторских свойств, КП и k, в зависимости от фациальной принадлежности отложений. Установленные зависимости проницаемости от пористости для фаций ОТ, ПО и РМД соответственно описываются следующими уравнениями [61]:

где r – коэффициент корреляции.

Из полученных функций видно, что связь исследуемых параметров всегда положительная и статистически значимая. Причем, наблюдается закономерное уменьшение углового члена от фаций ОТ к фациям РМД. Установление зависимости коллекторских свойств от фаций позволяет привлечь для исследования и другие показатели. В качестве характеристик использованы: КП, k, КОВ,, Н, М. Средние значения вышеуказанных показателей приведены в Таблице 3.2.1. Сравнение средних значений по фациям выполнено с помощью критерия Стьюдента t.

Сравнительные оценки фаций башкирской залежи Показатель

ОТ ПО РМД ОТ-ПО ПО-РМД ОТ-РМД

Из таблицы 3.2.1 видно, что для фации ОТ средние значения по КП, k имеют максимальные значения в пределах выделенных фаций, а средние значения по КОВ,, Н, М имеют минимальные значения. По фации РМД наблюдается противоположные значения средних значений в изучаемых показателей, низкие значения по КП, k и высокие по КОВ,, Н, М. Средние значения по фациям ПО занимают промежуточные значения между фациями ОТ и РМД. По КП отмечено статистическое различие в средних значениях между фациями ОТ и ПО, ОТ и РМД, и отсутствие статистического различия в средних значениях между фациями ПО и РМД.

между фациями ОТ и ПО. В остальных случаях статистические отличия имеются.

Статистических различий в средних значениях по фациям ОТ и ПО не наблюдаются по КОВ. Сильные статистические различия в средних значениях между ОТ и ПО, ОТ и РМД наблюдается по. Слабые статистические различия в средних значениях по Н имеются между фациями ОТ и РДМ. Статистическое различие в средних значениях отмечается по М для фаций ПО и РМД. Все вышеизложенное показывает, что ни по одному изучаемому показателю полностью статистически разделить выборку по фациям не представляется возможным.

Для более полного анализа проведены сравнения не только средних значений, но и плотностей распределений этих показателей. Для этого первоначально определялись оптимальные величины интервалов варьирования показателей с учетом фаций с использованием формулы Стерджесса. Затем в каждом интервале определялись частости. Распределение частостей в исследуемых фациях по петрофизическим характеристикам приведены в Таблицах 3.2.2 – 3.2.7.

Фация Фация Фация Фация Сравнение плотностей распределений частостей исследуемых характеристик в изучаемых фациях показало, что по всем им наблюдается пересечение значений.

Для количественной оценки различия в плотностях распределения частостей исследуемых показателей в изучаемых фациях использовался критерий Пирсона 2. Возможность использования данного критерия для решения аналогичных задач приведено в работах [41-45]. Значения критерия 2 по показателям представлены в Таблице 3.2.8.

Из таблицы 3.2.8 видно, что как по критерию 2, так и по критерию t полностью разделить выборку по данным показателям на 3 группы фаций нельзя.

Для более полного анализа распределения показателей в пределах исследуемых фаций вычислялись значения r между ними с учетом фаций, что выявило большое разнообразие связей, от очень сильных (между КП и ), до практического их отсутствия (между КП и Н, М). Отметим, что на фоне этого многообразия наблюдается тенденция, заключающееся в том, что между КП и k, между и k наблюдается последовательное уменьшение коэффициентов r от фаций ОТ к фациям РМД. Значения коэффициентов корреляции приведены в Таблице 3.2.9.

Примечание: верхняя строка – фация ОТ, средняя строка – фация ПО, нижняя строка – фация РМД.

Для разделения типов фаций по комплексу изучаемых показателей применялся метод пошагового линейного дискриминантного анализа. В результате получены следующие линейные дискриминантные функции:

Z1= –8,07Н–8,73М+2907,6+74,86КП+0,547k–1,17КОВ–11019,2 (3.2.4) Z2= –8,08Н–8,63М+2898,6+74,33КП+0,546k–1,19КОВ–10997,2 (3.2.5) Z3= –8,09Н– 8,33М+2900,7+74,38КП+0,542k–1,19КОВ–11028,8 (3.2.6) По вышеприведенным ЛДФ вычислялись вероятности принадлежности к фациям: ОТ – РОТ, ПО – РПО, РМД – РРМД и их средние значения. Сравнение средних значений Таблице 3.2.10.

Сравнение средних значений вероятностей по фациям

ОТ ПО РМД ОТ-ПО ПО-РМД ОТ-РМД

Распределение вероятностей в исследуемых фациях приведено в Таблице 3.2.11.

0-0,1 0,1-0,2 0,2-0,3 0,3-0,4 0,4-0,5 0,5-0,6 0,6-0,7 0,7-0,8 0,8-0,9 0,9-1, вероятностей в изучаемых фациях использован установлено, что распределение вероятностей принадлежности к своему классу фаций значительно отличаются от этих вероятностей принадлежности к другим классам, особенно сильные отличия получены для РОТ. С целью анализа распределения вероятностей в пределах исследуемых фаций построены поля корреляции между вероятностями, а также вычислим значения коэффициентов корреляции r между ними с учетом фаций, которые представлены в Таблице 3.2.12.

РОТ РПО РРМД

По полученным значениям вероятности отнесения к фациям ОТ, ПО, РМД проведен регрессионный анализ. Соотношения вероятностей и соответствующие им коэффициенты корреляции представлены в Таблице 3.2.13.

Соотношения вероятностей РОТ и РПО РРМД =0,368-0,4016РОТ, РРМД =0,280-0,1959РОТ, РРМД =0,551+0,1243 РОТ, РОТ и РРМД РРМД =0,147-0,0657РПО, РРМД=0,798-0,8270РПО, РРМД =0,741-0,51039 РПО, РПО и РРМД вероятностями отнесения по характеристикам пласта к фациям ОТ, ПО и РМД.

Рис. 3.2.4. Корреляционные поля между РОТ и РПО Р РМД Рис. 3.2.5. Корреляционные поля между РОТ и РРМД Анализ построенных полей корреляции между вероятностями, а также значений коэффициентов корреляции между ними с учетом исследуемых фаций показал, что соотношение вероятностей для разных фаций имеет различный вид дискриминантные функции достаточно хорошо разделяют данные по фациям.

3.3. МОДЕЛИ ДЛЯ ПРОГНОЗА ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ

С УЧЕТОМ ФАЦИАЛЬНЫХ ОСОБЕННОСТЕЙ КОЛЕКТОРОВ ДЛЯ

КОКУЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Кокуйское газонефтяное месторождение приурочено к Бымско–Кунгурской впадине, осложненной цепочками двух, вытянутых параллельно, валообразных зон – Мазунинской и Веслянской. В месте слияния этих зон образовалась крупная структура, которая включает в себя целый ряд локальных поднятий, центральное Кокуйское объединяет их в единое целое.

маркирующему горизонту, которым является кровля тульской терригенной пачки.

По кровле тульских терригенных отложений Кокуйская структура имеет сложную форму и рисуется в виде изогнутой складки с двумя субмеридиональными ответвлениями, соответствующими простиранию двух валообразных зон:

Мазунинской – на западе, Веслянской – на востоке. Западная цепочка поднятий начинается с Мазунинского, южным продолжением зоны является Ясыльское поднятие. Цепочка поднятий Веслянской валообразной зоны выстраивается в следующем порядке с севера на юг: Лужковское, Макаровское, Веслянское и на этой же линии после Кокуйского – Губановское. Кокуйское, в отличие от остальных, имеет субширотное простирание и является центральным, объединяющим оба вала. Самое северное Лужковское поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку субмеридионального простирания с небольшим отклонением к юго- западу.

По генетическому типу все выделенные поднятия, составляющие Кокуйскую нефтегазоносную структуру, относятся к прибортовым структурам облекания, в основании которых залегают рифогенные тела верхнефранско- фаменского возраста, сформировавшиеся затем как структуры облекания данных рифов.

Разрез месторождения является типичным для Волго-Уральской провинции и представлен отложениями вендского комплекса, девонской, каменноугольной и пермской систем, перекрытых сверху комплексом четвертичных осадков.

На нижнекаменноугольных отложениях с большим стратиграфическим несогласием залегает толща карбонатов башкирского и московского ярусов.

Башкирский ярус сложен светло-серыми, коричневато-серыми известняками, детритовыми, фораминиферо-водорослевыми, иногда оолитовыми с примазками зеленовато-серой глины. Среди породообразующих в биоморфных известняках преобладают водоросли, много фораминифер, сгустков; детрит – криноидный, брахиоподовый. Известняковые раковинные песчаники сложены преимущественно окатанными раковинами и обломками фораминифер, водорослей, комками, детритом. В кровле башкирского яруса встречаются обломки гальки и гравийные зерна темноцветных известняков, которые концентрируются до конгломерато-брекчий и гравелитов, отражающих перерывы в осадконакоплении.

К трещиноватым, каверновым и пористым разностям органогеннообломочных известняков башкирского яруса приурочены промышленные скопления нефти и газа. Толщина башкирских отложений изменяется от 32 м до 89 м, наибольшая отмечена на Губановском поднятии, наименьшая – в скважинах Мазунинского поднятия.

Анализ распределения фаций в разрезе каждой скважины позволил определить удельную долю (средневзвешенную по мощности) фаций ОТ, ПО, РМД и построить схемы распределения фаций по площади Кокуйского месторождения. Схемы представлены на Рисунках 3.3.1 – 3.3.3.

Рис. 3.3.1. Схема распределения фаций ОТ для пласта Бш Рис. 3.3.2. Схема распределения фаций ПО для пласта Бш Рис. 3.3.3. Схема распределения фаций РМД для пласта Бш Как видно из рисунков, наиболее высокая доля фаций ОТ приурочена к центральной части и составляет 0,6 д.ед. Для фаций ПО наиболее высокие значения (0,9 д.ед.) отмечаются в северной и центральной частях месторождения.

Фации РМД имеют наибольшие значения на западе и востоке месторождения, а на севере и юго-востоке отсутствуют.

При разработке геолого-математических моделей прогноза фильтрационноемкостных свойств коллекторов с учетом фациальных особенностей для башкирской карбонатной залежи Кокуйского месторождения проведены исследования по данным 204 образцов керна из 32 скважин.

В первую очередь определялся характер связей коллекторских свойств, КП и k, в зависимости от фациальной принадлежности отложений. Установленные зависимости проницаемости от пористости для фаций ОТ, ПО и РМД соответственно описываются следующими уравнениями:

где r – коэффициент корреляции.

Из полученных функций видно, что связь исследуемых параметров всегда положительная и статистически значимая. Причем, наблюдается закономерное уменьшение углового члена от фаций ОТ к фациям РМД. Установление зависимости коллекторских свойств от фаций позволяет привлечь для исследования и другие показатели. В качестве характеристик использованы: КП, k, КОВ,, Н, М. Средние значения вышеуказанных показателей приведены в Таблице 3.3.1. Сравнение средних значений по фациям выполнено с помощью критерия Стьюдента t.

Сравнительные оценки фаций башкирской залежи Показатель

ОТ ПО РМД ОТ-ПО ПО-РМД ОТ-РМД

Из таблицы видно, что для фации ОТ максимальные значения в пределах выделенных фаций, а средние значения по КОВ,, Н, М имеют минимальные значения. По фации РМД наблюдается противоположные значения средних значений в изучаемых показателей, низкие значения по КП, k и высокие по КОВ,, Н, М. Средние значения по фациям ПО занимают промежуточные значения между фациями ОТ и РМД. По КП отмечено статистическое различие в средних значениях между фациями ОТ и ПО, ПО и РМД, ОТ и РМД, причем для ОТ и РМД статистическое различие максимальное.

Средние значения по k статистически различаются для всех групп фаций.

Статистических различий в средних значениях по КОВ также отмечены для всех фаций. Сильные статистические различия в средних значениях между ПО и РМД, ОТ и РМД наблюдается по. Слабые статистические различия в средних значениях по Н имеются между фациями ОТ и ПО, ОТ и РДМ. Статистическое различие в средних значениях отмечается по М для фаций ОТ и ПО, ОТ и РМД.

Все вышеизложенное показывает, что ни по одному изучаемому показателю полностью статистически разделить выборку по фациям не представляется возможным. Поэтому проведены сравнения не только средних значений, но и интервалах варьирования по исследуемым петрофизическим характеристикам для выделенных фаций приведены в Таблицах 3.3.2 – 3.3.7.

ПО – – 0,032 0,086 0,108 0,183 0,194 0,118 0,129 0,086 0,022 0, Фации Фация Фация Сравнение плотностей распределений частостей исследуемых характеристик в изучаемых фациях показало, что наблюдается пересечение значений. Для количественной оценки различия в плотностях распределения частостей исследуемых показателей в изучаемых фациях использовался критерий Пирсона 2. Значения критерия 2 по показателям представлены в Таблице 3.3.8.

Из таблицы 3.3.8 видно, что как по критерию 2, так и по критерию t полностью разделить выборку по данным показателям на 3 группы фаций нельзя.

Для анализа распределения показателей в пределах выделенных фаций вычислены значения r, что выявило большое разнообразие связей от очень сильных (между КП и ) до практического их отсутствия (между КП и Н, М).

Значения коэффициентов корреляции приведены в Таблице 3.3.9.

Примечание: верхняя строка – фация ОТ, средняя строка – фация ПО, Для разделения типов фаций по комплексу изучаемых показателей применялся метод ПЛДА. В результате получены следующие ЛДФ:

Z1= –1,81Н–13,43М+1962,2+53,05КП+0,060k+1,10КОВ–3647,05 (3.3.4) Z2= –1,79Н–12,94М+1958,9+52,97КП+0,060k–1,09КОВ–3615,82 (3.3.5) Z3= –1,80Н– 13,04М+1970,7+53,02КП+0,060k–1,31КОВ–3658,15 (3.3.6) По вышеприведенным функциям вычислены вероятности принадлежности к фациям: ОТ – РОТ, ПО – РПО, РМД – РРМД и их средние значения. Сравнение средних значений вероятностей по фациям с учетом критерия t приведены в Таблице 3.3.10.

ОТ ПО РМД ОТ-ПО ПО-РМД ОТ-РМД

варьирования приведено в Таблице 3.3.11.

0-0,1 0,1-0,2 0,2-0,3 0,3-0,4 0,4-0,5 0,5-0,6 0,6-0,7 0,7-0,8 0,8-0,9 0,9-1, Оценка различия в плотностях распределения вероятностей изучаемых фаций показала, что распределение вероятностей принадлежности к своему классу фаций значительно отличаются от этих вероятностей принадлежности к другим классам. В Таблице 3.3.12 представлены значения коэффициентов корреляции между вероятностей в пределах исследуемых фаций.

РОТ РПО РРМД

По полученным значениям вероятности отнесения к фациям ОТ, ПО, РМД проведен регрессионный анализ. Соотношения вероятностей и соответствующие им коэффициенты корреляции представлены в Таблице 3.3.13.

Соотношения вероятностей РПО =0,981–0,9744РОТ, РПО =0,860–0,7067РОТ, РПО =0,059+2,0086РОТ, РОТ и РПО РРМД =0,019-0,0256РОТ, РРМД =0,139-0,2932РОТ, РРМД =0,941-3,0085 РОТ, РОТ и РРМД РРМД =-0,004+0,0207РПО, РРМД=0,271-0,3611РПО, РРМД =0,989-1,3366 РПО, РПО и РРМД вероятностями отнесения по характеристикам пласта к фациям ОТ, ПО и РМД.

Рис. 3.3.5. Корреляционные поля между РОТ и РРМД Анализ построенных полей корреляции между вероятностями, а также значений коэффициентов корреляции с учетом исследуемых фаций показал, что соотношение вероятностей для разных фаций имеет различный вид. Из чего следует, что разработанные линейные дискриминантные функции достаточно хорошо разделяют данные по фациям.

3.4. МОДЕЛИ ДЛЯ ПРОГНОЗА ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ

С УЧЕТОМ ФАЦИАЛЬНЫХ ОСОБЕННОСТЕЙ КОЛЕКТОРОВ ДЛЯ

БАТЫРБАЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Батырбайское месторождение приурочено к одноимённому изометрическому структурному выступу, расположенному в северной части Башкирского свода.

Башкирский свод находится в зоне внутренних участков ККСП. По своей природе выступ является крупной верхнедевонско-турнейской постройкой, состоящей из отдельных массивов, расположенных на более древнем цоколе. Наиболее крупными являются Асюльское, Константиновское и Утяйбашское поднятия, имеющие крутые крылья, обращенные в сторону Камско-Кинельской впадины, а пологие – к центру массива. Помимо указанных поднятий, Батырбайское месторождение осложнено рядом небольших структур: Пальниковская, Зайцевская, Саргульская, Искильдинская, З-Асюльская, Игаткинская, Чернаковская и Ю-Батырбайская.

Геологический разрез Батырбайского месторождения вскрыт от четвертичных отложений до вендского комплекса. Максимальная вскрытая глубина достигает 2405 м в скв.№ 583 на Саргульском поднятии. Породы нижнего карбона перекрыты карбонатными отложениями среднего отдела в объеме башкирского и московского ярусов. К проницаемым разностям органогенных известняков приурочены промышленные залежи нефти и свободного газа. Мощность башкирского яруса изменяется от 35,4 до 83,9 м.

Нефтегазоносность Верхневизейско-башкирского карбонатного комплекса связана с известняками башкирского яруса. Залежи башкирских пластов по типу пластовые сводовые, по фазовому состоянию – нефтяные. В диссертационной работе пласты рассмотрены как один – пласт Бш.

Анализ распределения фаций в разрезе каждой скважины позволил определить удельную долю (средневзвешенную по мощности) фаций ОТ, ПО, РМД и построить схемы распределенияения фаций по площади Батырбайского месторождения, Рисунки 3.4.1 – 3.4.3.

Рис. 3.4.1. Схема распределения фаций ОТ для пласта Бш Батырбайского месторождения Рис. 3.4.2. Схема распределения фаций ПО для пласта Бш Батырбайского месторождения Рис. 3.4.3. Схема распределения фаций РМД для пласта Бш Батырбайского месторождения Из представленных схем видно, что фации ОТ локализованы в центральной части месторождения и занимают небольшую площадь на востоке, на остальной же территории эта группа фаций практически отсутствует. Фации ПО и РМД распространены равномерно по площади месторождения и в разрезе башкирской залежи.

При исследованиях Батырбайского месторождения использованы данные по 93 образцам керна из 23 скважин, с учетом выделенных фаций.

На первом этапе определялся характер связей коллекторских свойств, КП и k, в зависимости от фациальной принадлежности отложений. Установленные зависимости проницаемости от пористости для фаций ОТ, ПО и РМД соответственно описываются следующими уравнениями:

где r – коэффициент корреляции.

Из полученных функций видно, что связь исследуемых параметров всегда положительная и статистически значимая. Следует отметить закономерное уменьшение углового члена от фаций ОТ к фациям РМД. Установление зависимости коллекторских свойств от фаций позволяет привлечь для исследования и другие показатели. В качестве характеристик использованы: КП, k, КОВ,, Н, М.

Средние значения использованных при анализе фильтрационно-емкостных свойств приведены в Таблице 3.4.1. Сравнение средних значений по фациям выполнено с помощью критерия t.

Сравнение средних значений по фациям башкирской залежи

ОТ ПО РМД ОТ-ПО ПО-РМД ОТ-РМД

Из таблицы видно, что для фации ОТ максимальные значения в пределах выделенных фаций, а средние значения по КОВ,, Н, М - минимальные значения. Средние значения КП и фаций ПО и РМД по критерию Стьюдента статистически не различимы. Средние значения по k статистически различаются для всех групп фаций. Статистических различий в средних значениях по КОВ также отмечены для всех фаций. В целом, средние значения по фациям ПО занимают промежуточные значения между фациями ОТ и РМД. Для количественной оценки различия в плотностях распределения частостей исследуемых показателей в изучаемых фациях использовался критерий 2. Распределение частостей в установленных для отложений башкирского яруса Батырбайского месторождения фациях по исследуемым петрофизическим характеристикам приведены в Таблицах 3.4.2 – 3.4.7.

Фация Фация Фация Распределение частостей для фаций по КОВ Фация Фация В пределах исследуемых фаций, вычислялись значения коэффициентов корреляции между ними. Значения r приведены в Таблица 3.4. Примечание: верхняя строка – фация ОТ, средняя строка – фация ПО, Для разделения типов фаций по комплексу изучаемых показателей применялся метод ПЛДА, позволивший получить следующие линейные дискриминантные функции:

Z 1 = -0,61 Н +7,17 М +739,30 +21,05 КП-0,03 k+1,27 КОВ -1289,49 (3.4.4) Z2 = -0,61 Н +7,19 М +756,02 +21,56 КП-0,05 k+1,34 КОВ -1331,7 2 (3.4.5) Z3 = -0,59 Н +7,16 М +767,48 +22,10 КП-0,05 k+1,60 КОВ -1352,80 (3.4.6) По вышеприведенным ЛДФ вычислены вероятности отнесения к фациям: ОТ РОТ, ПО - РПО, РМД - РРМД и их средние значения. Сравнение средних значений вероятностей по фациям выполнялось по критерию t, Таблица 3.4.9.

Сравнение средних значений вероятностей по фациям

ОТ ПО РМД ОТ-ПО ПО-РМД ОТ-РМД

Из таблицы видно, что для фаций ОТ среднее значение по РОТ максимальное, для фации ПО среднее значение по РПО максимальное, для фации РМД среднее значение по РРМД также максимальное.

Средние значения различаются. Распределение вероятностей в исследуемых фациях приведено в Таблице 3.4.10.

вероятностей в изучаемых фациях был использован показал, что распределение вероятностей принадлежности к своему классу фаций значительно отличаются от этих вероятностей принадлежности к другим классам, особенно сильные отличия получены по РОТ.

Для более полного анализа распределения вероятностей в пределах исследуемых фаций строились поля корреляции между вероятностями, а также вычислялись значения коэффициентов корреляции между ними. В Таблице 3.4. представлены значения коэффициентов корреляции между вероятностей в пределах исследуемых фаций.

РОТ РПО РРМД

По полученным значениям вероятности отнесения к фациям ОТ, ПО, РМД проведен регрессионный анализ. Соотношения вероятностей и соответствующие им коэффициенты корреляции представлены в Таблице 3.4.12.

Соотношения вероятностей РОТ и РПО РРМД =0,050-0,0550РОТ, РРМД =0,278-0,9912РОТ, РРМД =0,717-5,1668 РОТ, РОТ и РРМД РРМД =-0,004+0,0553РПО, РРМД=0,929-0,9976РПО, РРМД =1,014-1,0764 РПО, РПО и РРМД вероятностями отнесения по характеристикам пласта к фациям ОТ, ПО и РМД.

Рис. 3.4.4. Корреляционные поля между РОТ и РПО Р РМД Рис. 3.4.5. Корреляционные поля между РОТ и РРМД Анализ построенных полей корреляции между вероятностями показывает, что соотношение вероятностей для разных фаций имеет различный вид, и разделяют данные по фациям.

Вышеприведенный статистический анализ характеристик башкирских залежей Сибирского, Кокуйскогои и Батырбайского месторождений показал их зональный характер распределения, подтверждающий ранее выделенные фациальные зоны.

Данное обстоятельство будет использовано при разработке многомерных статистических моделей для прогноза коэффициента подвижности нефти.

Исследование и фациальный анализ карбонатных отложений показали, что обилие органогенных и органогенно-обломочных разностей пород оказалось благоприятным фактором для образования хорошо проницаемых пластов, заполнявшихся в последствие углеводородом (пласт Бш).

Коллекторами нефти и газа в отложениях башкирского яруса служат органогенные, органогенно-детритовые известняки и известковистые песчаники.

В пределах каждой группы фаций коллекторские свойства значительно изменяются в зависимости от состава и размера органических остатков и, особенно, от характера и степени цементации. Лучшими коллекторскими свойствами обладают оолитовые известняки, известняковый раковинный песчаник, фораминиферовые и фораминиферово-водорослевые известняки с биоморфными и органогенно-детритовыми структурами. В отдельных прослоях они оказываются плотными в следствие вторичной кальцитизации и ангидритизации.

Для башкирских залежей Сибирского, Кокуйского и Батырбайского месторождений процент распознавания фаций показал, что четко различаются друг от друга фации ОТ и РМД. Фации ОТ, в основном, представлены пропластками с высокими коллекторскими свойствами, для фации РМД характерны породы с низкими фильтрационно-емкостными показателями. Фации ПО, находящиеся преимущественно по периферии отмелей, распознаются по ПЛДА значительно хуже.

Глава 4. РАЗРАБОТКА МНОГОМЕРНЫХ СТАТИСТИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ

ДЛЯ ПРОГНОЗА КОЭФФИЦИЕНТА ПОДВИЖНОСТИ НЕФТИ

Коэффициент подвижности нефти является величиной от которой во многом зависит эффективность разработки нефтяных месторождений. На сегодняшний день для Пермского края на значительном фактическом материале статистически обосновано влияние КПОДВ на коэффициенты извлечения нефти и вытеснения нефти водой [59]. В данной главе на примере башкирских залежей нефтяных месторождений Пермского края, расположенных в различных тектонических элементах, исследована возможность построения регрессионных моделей для прогноза коэффициента подвижности нефти по фильтрационно-емкостным свойствам с учетом фациальных особенностей пород-коллекторов. Данная задача имеет большое практическое значение, так как с помощью построенных моделей представляется возможным оценить значения КПОДВ.

Для решения поставленной задачи исследовалось влияние некоторых характеристик пласта на величину КПОДВ путем вычисления коэффициентов корреляции и построения уравнений регрессий. Использовались те же характеристики, что и при обосновании геолого-математических моделей прогноза фильтрационно-емкостных свойств коллекторов с учетом фациальных особенностей: пористость (КП), остаточная водонасыщенность (КОВ), плотность (), абсолютные отметки залегания (Н) и толщины выделенных фаций (М).

Для количественного учета фациальной принадлежности коллекторов введен показатель КФ. В связи с тем, что как показано выше, ухудшение коллекторских свойств происходит последовательно от фаций ОТ к ПО и от фаций ПО к РМД, при расчете КФ использована следующая ранговая градация:

– для фаций ОТ, представленных известняковыми брекчиями, присваивается ранг 1;

– для фаций ПО, располагающихся на периферии отмелей, представленных водорослевыми и фораминеферовыми известняками, присваивается ранг 2;

формировавшимися в удалённых от берега морских мелководных обстановках, и представленных известняками доломитизированными, присваивается ранг 3.

возрастанием ранга КФ. Применение градаций для решения близких по смыслу задач показано в работе [94].

Коэффициент проницаемости не использовался для решения данной задачи, так как присутствует при расчете КПОДВ. Кроме того, такой подход позволяет производить прогноз КПОДВ на образцах неправильной формы, на шламе и по данным геофизических исследований скважин (ГИС).

Установлено, что наиболее тесные статистические связи КПОДВ наблюдаются для показателей, КП, КОВ. Показатели Н и М не оказывают существенного формирования карбонатных отложений. Разработка статистических моделей, отнесения комплекса изучаемых показателей к подвижной части коллектора, потребовала использование комплекса методов ПЛДА и условной комплексной вероятности (УКВ). Метод УКВ предусматривает использование вероятности и антивероятности отнесения показателей к подвижной части коллектора.

Вероятностные кривые, полученные методом УКВ, позволяют, в том числе, учесть нелинейность связи параметров с КПОДВ.

При изучении влияния фаций на подвижность нефти выборка разделялась на информативности показателей при оценке КПОДВ использован вероятностный подход. При этом, для показателей определялись оптимальные величины интервалов варьирования с использованием формулы Стерджесса. В каждом интервале определялись вероятности принадлежности к классу подвижной части коллектора (класс 1). Далее, интервальные вероятности принадлежности к классу Вычислялся парный коэффициент корреляции, и строилось уравнение регрессии.

При построении моделей выполнялась их корректировка из условия, что среднее значение для класса подвижной части коллектора должно быть больше 0,5, а для класса застойных зон меньше 0,5.

Для построения наиболее оптимальной модели прогноза с помощью индивидуальных вероятностей вычисляется обобщенная вероятность [51]:

где Руквi – соответственно вероятности: ранга фации, плотности, коэффициентов пористости и остаточной водонасыщенности.

Для контроля полученных значений вероятностей, а также для построения наиболее оптимальной модели прогноза КПОДВ применен метод ПЛДА. В результате реализации ПЛДА получены ЛДФ для двух классов, с помощью которых определялась каноническая функцию Z. Каноническая функция позволяет вычислить значения вероятности принадлежности к классу подвижной части коллектора – РЛДА.

Следующим шагом в разработке статистических моделей прогноза коэффициента подвижности нефти, является разработка многомерной модели.

Многомерная модель прогноза КПОДВ строится с помощью пошагового регрессионного анализа.

На основании полученных при реализации методов ПЛДА и УКВ вероятностей с помощью регрессионного анализа строится многомерная модель прогноза коэффициента подвижности:

где РЛДА, РУКВ – вероятности отнесения к подвижной части, А и В – коэффициенты, С – свободный член уравнения множественной регрессии.

Реализованный многомерный подход позволяет определить прогнозное значение коэффициента подвижности нефти в любом участке залежи, для которой известны, КП, КОВ, Н, М и фациальная принадлежность отложений.

4.2. МОДЕЛИ ДЛЯ ПРОГНОЗА КОЭФФИЦИЕНТА ПОДВИЖНОСТИ НЕФТИ

СИБИРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

При разработке моделей для прогноза коэффициента подвижности нефти для башкирской залежи Сибирского месторождения первоначально устанавливались фактические значения КПОДВ. При этом использовались значения вязкости нефти в пластовых условиях. Диапазон изменения µ для башкирской залежи Сибирского месторождения составил от 1,72 до 4,35 мПа*с. Среднее по пласту Бш значение µ – 1,91 мПа*с. Использовалась переходная зависимость от коэффициента абсолютной проницаемости к фазовой проницаемости из работы, определенная опытным путем в лабораторных условиях:

Для изучения влияния фаций на КПОДВ выборка по медианному значению разделена на два класса. В класс, представленный более подвижной частью коллектора, вошли образцы с КПОДВ >0,0007 мкм2/мПа*с; в класс застойных зон –