Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Современное состояние проблемы учета литологическои макронеоднородности при построении геологических моделей 13
1.1. Виды геологической неоднородности 13
1.2. Влияние геологической неоднородности на эффективность эксплуатации нефтяных и газовых месторождений 16
1.3. Способы изучения и учета литологическои макронеоднородности 19
1.4. Учет неоднородности при создании цифровых трехмерных геологических моделей 22
Глава 2. Критерии оценки литологическои макронеод нородности 25
2.1. Обзор критериев оценки литологическои неоднородности 25
2.2. Взаимосвязь между показателями неоднородности и выбор показателей для геологического моделирования 30
2.3. Оценка неоднородности по исходным данным 36
2.4. Связь показателей неоднородности с параметрами стохастического моделирования 43
Глава 3. Построение трехмерных компьютерных геолого-технологических моделей с учетом заданных показателей неоднородности 50
3.1. Обзор методик построения трехмерных геологических моделей при литологическом моделировании 50
3.2. Алгоритм выполнения построений трехмерной литологическои модели с учетом заданных критериев макронеоднородности 59
3.3. Влияние недоучета неоднородности при построении геологических моделей 64
3.4. Верификация геологических моделей 66
Глава 4. Влияние фациальных условий на литологическую макронеоднородность 71
4.1. Фациальные предпосылки проявления неоднородности 71
4.2. Анализ фациального строения продуктивных пластов Самотлорского месторождения и оценка их макронеоднородности 73
Заключение 86
Список использованной литературы 88
- Влияние геологической неоднородности на эффективность эксплуатации нефтяных и газовых месторождений
- Взаимосвязь между показателями неоднородности и выбор показателей для геологического моделирования
- Алгоритм выполнения построений трехмерной литологическои модели с учетом заданных критериев макронеоднородности
- Анализ фациального строения продуктивных пластов Самотлорского месторождения и оценка их макронеоднородности
Введение к работе
Актуальность темы
Для прогноза степени вытеснения нефти и газа из продуктивных пластов, нефтеотдачи или коэффициента нефтеизвлечения (КИН) в настоящее время широко используются геолого-гидродинамические трехмерные цифровые модели (геолого-технологические модели). На основе этих моделей осуществляется оценка геологических и извлекаемых запасов углеводородов, обосновывается оптимальная стратегия доразведки и разработки продуктивных пластов. Создание и применение таких постоянно действующих геолого-технологических моделей (ПДГТМ) является одним из главных направлений повышения качества проектирования, управления и контроля разработки нефтяных и газонефтяных месторождений.
Актуальность данного направления отражена в регламенте по созданию ПДГТМ нефтяных и газонефтяных месторождений, разработанном под эгидой Минтопэнерго РФ широким кругом специалистов (2000г.). Этот регламент является основным документом, описывающим требования, предъявляемые к компьютерным моделям нефтяных и газонефтяных пластов. К моменту написания данной работы в этом документе не были четко отражены требования к учету геологической неоднородности в процессе моделирования. Поэтому разработка методических и технологических решений для учета неоднородности литологического строения пластов при построении трехмерных моделей является в настоящее время одной из наиболее актуальных задач моделирования нефтяных и газовых месторождений.
Залежи многих месторождений нефти и газа приурочены к литологическим неоднородным пластам. Неоднородность, выражающаяся в изменчивости формы залегания, минерального состава и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, свойственна в той или иной мере всем продуктивным пластам. Литологическая невыдержанность пластов даже на незначительных расстояниях, замещение коллекторов глинистыми породами, наличие слияний между прослоями коллекторов создают большие трудности при их разработке. Недоучет неоднородного строения продуктивных пластов приводит к существенным ошибкам при оценке запасов УВ и добычных возможностей залежей.
Геологическую неоднородность, рассматриваемую на уровне отдельных линз и пропластков коллекторов и взаимного расположения этих геологических тел внутри пласта, принято называть макронеоднородностью в отличие от микронеоднородности уровня минеральных зерен, и в отличие от метанеоднородности, определяющей строение участка геологического разреза, состоящего из гидродинамически несвязанных пластов. Следует отличать неоднородность фильтрационно-емкостных свойств пласта от неоднородности взаимного расположения коллекторов в объеме породы. Оба данных типа неоднородности существенным образом влияют на добычные возможности продуктивных пластов.
В данной работе рассматривается макронеоднородность пласта, относящаяся к количеству и взаимному расположению отдельных линз или пропластков коллектора, к их связанности по вертикали и по площади.
Существующие подходы к геологическому моделированию при создании геолого-технологических моделей можно разделить на две основные группы - детерминистские и стохастические. При использовании детерминистских подходов природная неоднородность сохраняется в геологической модели только в случае использования геолого-геофизической информации по большому количеству скважин, вскрывших продуктивный интервал достаточно плотной сеткой. Стохастические методы моделирования основаны на математических алгоритмах, использование которых требует глубокого понимания аппарата геостатистики. Зачастую использование стохастических методов связано с субъективной оценкой задаваемых при моделировании параметров, напрямую никак не связанных с результатами оценки геологической неоднородности продуктивного интервала. Проблема оценки параметров для геологического моделирования, их связи с неоднородностью геологической среды и влияния на прогноз добычных свойств нефтяных и газовых пластов является актуальной.
Цель работы
Разработка методики и технологии учета литологической макронеоднородности при построении цифровых геологических моделей нефтяных и газовых месторождений для задач подсчета геологических и извлекаемых запасов УВ, прогноза продуктивности пластов и мониторинга их разработки.
Основные задачи работы
1. Анализ эффективности критериев геологической макронеоднородности, используемых при подсчете запасов и составлении технологических документов на разработку месторождений. Обоснование критериев, количественно характеризующих степень литологической макронеоднородности и применимых для целей геологического моделирования.
2. Разработка алгоритмов оценки макронеоднородности по исходной геолого-геофизической информации и верификации геологических моделей на соответствие этим критериям.
3. Оценка связи литологической макронеоднородности пластов с фациальными условиями их формирования. 4. Алгоритмизация учета неоднородностей геологических объектов при моделировании на основе установленных взаимосвязей между критериями неоднородности и параметрами стохастического моделирования.
5. Разработка методики трехмерного геологического моделирования с учетом заданных критериев латеральной и вертикальной неоднородности с одновременным учетом результатов послойного моделирования и атрибутного анализа сейсмических данных.
Защищаемые положения
1. Необходимый набор критериев, достаточный для описания макро неоднородности пластов при трехмерном геологическом моделировании, включает:
• Для вертикальной неоднородности: коэффициент песчанистости и параметр расчлененности;
• Для латеральной неоднородности: коэффициент распространения и параметр плотности литологических границ.
Использование данного набора критериев обеспечивает отражение в модели геологической макронеоднородности пластов.
2. Радиус и порог индикаторных вариограмм, используемых при литофациальном стохастическом моделировании, должны рассчитываться из параметров вертикальной и латеральной макронеоднородности пластов, что позволяет выполнять моделирование с учетом установленных взаимосвязей и получать предсказуемые результаты.
3. В условиях мультифациальных образований внутри одного объекта моделирования параметры макронеоднородности для каждой фации могут существенно различаться, что необходимо учитывать при построении геологических моделей. Научная новизна
1. Установлен информативный набор критериев геологической макронеоднородности для целей геолого-технологического моделирования.
2. Установлены взаимосвязи между показателями латеральной и вертикальной макронеоднородности терригенных пластов месторождений нефти и газа Западной Сибири, позволяющие проводить оценки для площадей, слабо изученных бурением.
3. Установлены количественные взаимосвязи между критериями макронеоднородности и параметрами стохастических индикаторных методов литофациального моделирования.
4. Показана возможность восстановления литофациального строения неоднородных пластов в межскважинном пространстве на основе разработанных алгоритмов учета оптимального набора критериев макронеоднородности.
Основные результаты
• Изучены количественные критерии для оценки литологической неоднородности продуктивных пластов и возможности их учета при построении постоянно-действующих геолого-технологических моделей. Рассмотрены количественные связи между параметрами вариограммного стохастического моделирования, позволяющего учесть природную литологическую неоднородность в геологических моделях с выбранными классическими критериями неоднородности.
• Предложены алгоритмы оценки и учета при построении трехмерных геологических моделей показателей литологической макронеоднородности. • Разработана технология моделирования и верификации трехмерных геологических моделей с использованием критериев неоднородности.
Практическая ценность работы
• Методика количественного анализа литологической макронеоднородности продуктивных пла-стов нефтяных и нефтегазовых месторождений и учета неоднородности при построении трех-мерных геологических моделей является важным этапом в создании геолого-технологических моделей и используется в практике геологического моделирования в ОАО «ЦГЭ».
• Методика верификации трехмерных геологических моделей на соответствие критериям литологической неоднородности, оказывающим влияние на добычные возможности пласта и прогноз коэффициента нефтеизвлечения, может быть введена в повседневную практику экспертизы геолого-технологических моделей.
• Технология построения трехмерных геологических моделей вместо абстрактных математических понятий геостатистики использует непосредственно геологические критерии, характеризующие литологическую неоднородность: песчанистость, расчлененность, коэффициент распространенности, параметр плотности литологических границ.
• Установленные взаимосвязи между показателями вертикальной и латеральной литологической макронеоднородности позволяют проводить оценку малоизученных бурением площадей. Апробация результатов
Основные результаты работы были доложены автором в семи докладах на научных конференциях и освещены в двенадцати научных публикациях.
Результаты методических разработок опробованы и используются при выполнении построений трехмерных геолого-технологических моделей в отделении геоинформационных технологий ОАО «Центральная геофизическая экспедиция» г. Москва. На основе трехмерных геологических моделей, построенных с использованием алгоритмов учета литологической неоднородности, выполняются подсчеты геологических и извлекаемых запасов нефти и газа. Обосновываются коэффициенты извлечения нефти.
Благодарности
Диссертационная работа выполнена в период работы в ОАО «ЦГЭ», а также учебы в аспирантуре Российского государственного геологоразведочного университета. Основной объем работы выполнен в ОАО «ЦГЭ», где соискатель работает в Отделении Геоинформационных технологий - главным специалистом по геологии и геологическому моделированию.
Автор выражает благодарность начальнику ОАО «ЦГЭ» и научному руководителю работ по разработке программного комплекса «DV-GEO» д.т.н. Кашику А.С., глубокую признательность Дьяконовой Т.Ф. и Билибину СИ., без которых данная работа не могла состояться; своим научным руководителям профессору Генри Николаевичу Боганику] и доценту Игорю Алексеевичу Мараеву.
Большое влияние на направление исследований в разное время оказали совместная работа и творческие контакты с Денисовым СБ., Гавриловой Е.В, Кожевниковым Д.А., Коваленко К.В., Шаховым П.А. Автор приносит глубокую благодарность им и всем, кто содействовал выполнению этой работы.
Влияние геологической неоднородности на эффективность эксплуатации нефтяных и газовых месторождений
И.П. Чоловский [48] выделяет критерий литологической макронеоднородности в качестве одного из пяти важнейших факторов, определяющих формирование того или иного режима работы нефтяных и газовых залежей. Расчлененность продуктивного горизонта (объекта разработки) сказывается главным образом на охвате воздействием пород-коллекторов по разрезу и является определяющим фактором при выделении эксплуатационных объектов. Непроницаемая часть пласта активно влияет на условия выработки запасов. Расчлененность объекта по площади и разрезу, создавая непроницаемые экраны, наряду с ФЕС определяет степень гидродинамической взаимосвязи пористо-проницаемых интервалов в межскважинных зонах. Макронеоднородность природного резервуара создает гидродинамические ловушки, способствующие формированию целиков, не вырабатывающихся заводнением запасов нефти [6]. От степени латеральной неоднородности зависят такие характеристики добычных возможностей пласта, как коэффициент охвата заводнением, коэффициент вытеснения и в конечном итоге коэффициент нефтеизвлечения.
Коэффициент извлечения нефти (КИН) является одним из важнейших показателей эффективности разработки нефтяных залежей и экономической привлекательности выявленных месторождений. Широко распространенным способом определения КИН является использование следующей формулы [52]: кин = кохв-квш. (2)
То есть КИН напрямую зависит от параметров, связанных со степенью геологической неоднородности продуктивного интервала. В целом, коэффициент извлечения нефти зависит от многих факторов, которые можно объединить в две основные группы: геологические и технологические. К геологическим факторам относятся: проницаемость пород-коллекторов, степень песчанистости, глинистости, карбонатности, вязкость нефти, расчлененность (в первую очередь, непостоянство этого параметра) и изменчивость ФЕС. Из технологических факторов наиболее влияющими на КИН являются: темпы отбора нефти, безводная нефтеотдача и плотность сетки скважин [10]. Применение многофакторного корреляционного анализа позволяет выделить главные из геолого-физических факторов, влияющих на КИН - проницаемость и неоднородность продуктивного пласта [17], от которых в первую очередь зависит величина коэффициента охвата.
Известен способ прогноза Кохв.выт, предложенный Ю. П. Борисовым и др. [2], основанный на разделении всего нефтенасыщенного объема пласта или зонального интервала на непрерывную часть VH, полулинзы Vnn и линзы Ул. На карте распространения коллекторов к непрерывной части пласта относят участки залегания коллекторов, имеющие не менее чем два выхода к контуру питания, т. е. ограниченные не менее чем с двух сторон линиями нагнетания и получающие воздействие с противоположных сторон. К полулинзам относят участки коллекторов, прилегающие к одной линии нагнетания, вследствие чего воздействие на них может осуществляться только с одной стороны. К линзам относят изолированные участки пласта-коллектора, окруженные со всех сторон непроницаемыми породами и не выходящие на линии нагнетания. При прогнозировании Кохе исходят из следующего допущения. Непрерывные части пласта, где вытеснение нефти водой происходит по встречным направлениям к расположенному посередине стягивающему эксплуатационному ряду, будут охвачены этим процессом полностью. В полулинзах вытеснение происходит только в одном направлении со стороны разрезающего ряда. При этом между последним рядом добывающих скважин и границей распространения коллекторов будут оставаться участки, не вовлекаемые в разработку. Поэтому полулинзы окажутся охвачены вытеснением не полностью. В линзах вытеснения происходить не может, поэтому они остаются вне границ охвата вытеснением.
При залегании прерывистых пластов преимущественно в виде полос сложной конфигурации М.М. Саттаров и другие исследователи [38] предлагают использовать иной способ определения Кохе. Он основан на предпосылке, что при заводнении подобных пластов в процесс вытеснения не включаются краевые полосообразные участки коллекторов вдоль границ их распространения, имеющие в среднем ширину, равную половине расстояния между добывающими скважинами при принятой сетке их размещения. При этом прогнозный коэффициент охвата пласта вытеснением определяется по формуле: где L - общая длина границ распространения коллекторов изучаемого пласта в пределах залежи; а - принятое расстояние между добывающими скважинами; F - площадь распространения коллекторов в пределах залежи; La/2F - коэффициент потерь за счет неполного охвата пласта воздействием.
Применение этого способа определения прогнозного Кохе дает возможность количественно оценивать влияние на его величину плотности сетки добывающих скважин при разной степени макронеоднородности пласта по площади.
Согласно методике ЗапСибНИГНИ [13], коэффициент охвата воздействием рассчитывается с использованием эмпирических зависимостей из параметров песчанистости и расчлененности -характеризующих макронеоднородность строения пласта.
Таким образом, литологическая макронеоднородность пласта оказывает существенное влияние, как на динамику добычи углеводородов, так и на конечный коэффициент нефтеизвлечения. Оценка геологических и извлекаемых запасов, составление любых проектных документов на разработку нефтяных и нефтегазовых месторождений без учета геологической макронеоднородности природных резервуаров существенно искажает результаты работ.
Геологическую макронеоднородность изучают геологическими и геофизическими методами. Основными методами изучения литологической макронеоднородности являются геофизические исследования скважин (ГИС) и результаты их интерпретации. По результатам скважинных исследований в первую очередь оценивается вертикальная макронеоднородность пласта. На основании результатов интерпретации ГИС и материалов керна производится детальное литологическое расчленение разреза скважин, вскрывших продуктивные интервалы разреза. Основным результатом литологического расчленения разреза, имеющим практическую ценность при подсчете запасов углеводородов и прогнозировании добычных возможностей пласта, является выделение прослоев коллекторов и неколлекторов.
Взаимосвязь между показателями неоднородности и выбор показателей для геологического моделирования
В результате анализа приведенных выше критериев для оценки макронеоднородности можно сделать следующий вывод. Непосредственным определениям и измерениям с использованием исходной информации, основу которой составляют результаты интерпретации материалов ГИС, подлежат: общая толщина интервала, количество прослоев коллектора в рассматриваемом интервале и их толщина. Т.е. наиболее простыми и надежными параметрами, характеризующими вертикальную неоднородность, являются расчлененность и песчанистость. Латеральная (зональная) макронеоднородность может быть оценена только после выполнения построений на площади, детально изученной бурением. При этом измерению подвергаются: общая площадь построений, площадь распространения коллекторов и периметр границ между различными литологическими типами (границ коллектор - неколлектор). Т.е. первичными критериями оценки латеральной неоднородности могут являться коэффициент распространения коллектора и параметр плотности границ. Остальные параметры неоднородности, такие как коэффициент макронеоднородности или коэффициент литологической связанности, оказываются так или иначе зависимыми от выбранных. Кроме того, в данной работе не упоминались критерии оценки неоднородности, которые могут быть использованы только в пределах продуктивной части интервала, т.к. при построении трехмерных геологических моделей должна учитываться природная неоднородность отложений вне зависимости от флюидов, их насыщающих. Таким образом, для объемной оценки макронеоднородности строения рассматриваемого интервала можно использовать две пары параметров - два параметра вертикальной неоднородности и два параметра латеральной неоднородности. По сути пары выбранных критериев оценки характеризуют одно и тоже в разных измерениях: долю коллекторов в разрезе или на площади и степень их расчлененности в разрезе или на площади.
Залежи нефти и их отдельные блоки характеризуются различной геологической неоднородностью. При рассмотрении средних параметров происходит их сглаживание, как для различных опытных участков, так и для залежей нефти в целом. Поэтому при детальном анализе вертикальной неоднородности следует рассматривать карты коэффициента песчанистости и расчлененности, характеризующие геологический разрез в каждой точке пространства. А при анализе зональной неоднородности следует рассчитывать геолого- статистические разрезы по коэффициенту распространенности и параметру сложности границ коллекторов. Преимущества такого подхода очевидны, если учесть, что в настоящей практике принято характеризовать всю залежь одной средней величиной песчанистости и расчлененности.
Параметры вертикальной и латеральной литологической макронеоднородности - коэффициент песчанистости, параметр расчлененности, коэффициент распространения и параметр плотности границ - необходимо использовать только попарно, поскольку каждый из них в отдельности не дает возможности полностью охарактеризовать неоднородность.
Рассмотрим взаимосвязь между параметрами вертикальной макронеоднородности. Очевидно, что при нулевой песчанистости, когда в разрезе пласта нет ни одного простоя коллектора, расчлененность равна нулю. При песчанистости, равной единице, когда весь интервал пласта представлен коллектором, расчлененность равна единице. Максимально возможная расчлененность может наблюдаться лишь в том случае, когда половина пласта представлена коллекторами, а вторая половина -неколлекторами, то есть при песчанистости равной 0,5. При этом, чем больше средняя толщина прослоев при одной и той же песчанистости, тем меньше будет величина расчлененности и наоборот. Иллюстрация такой взаимосвязи параметров вертикальной макронеоднородности приведена на рисунках 2.1. и 2.2. На рисунке 2.1. показаны варианты песчанистости и расчлененности пласта. На рисунке 2.2 приведена зависимость расчлененности и параметра расчлененности от песчанистости для случая, представленного на рисунке 2.1.
Алгоритм выполнения построений трехмерной литологическои модели с учетом заданных критериев макронеоднородности
Выполнение литологического моделирования с использованием индикаторных стохастических методов и учетом показателей макронеоднородности включает в себя следующие этапы: 1. Количественная оценка показателей вертикальной и латеральной неоднородности на основе исходных геолого-геофизических материалов и результатов их интерпретации, а. Оценка показателей вертикальной неоднородности, таких как песчанистость и расчлененность, проводится с использованием результатов интерпретации материалов ГИС всех скважин, вскрывших анализируемый интервал на полную мощность. b. Оценка показателей латеральной неоднородности проводится на основе результатов трехмерного литологического моделирования, выполненного в области, исследованной бурением по густой сети эксплуатационных скважин с использованием алгоритмов детерминированного построения. Оценивается коэффициент распространения коллекторов и параметр плотности литологических границ. По результатам оценки получают геолого-статистические разрезы (ГСР) показателей неоднородности и их средние величины. Результаты такой оценки могут быть получены (ранжировано в порядке приоритета): і. На участке опытно-эксплуатационного разбуривания залежи, п. На разбуренной площади расположенного в данном районе месторождения, где скважинами вскрыты одновозрастные отложения идентичной фациальной принадлежности. Под отложениями идентичной фациальной принадлежности подразумеваются участки породы со сходными генетическими условиями образования, в пределах которых геологические, петрофизические и фильтрационные свойства близки и предсказуемо отличимы от других объемов пород. Данный постулат вытекает из целей построения геологической модели - создания на ее основе фильтрационной модели и последующего прогноза добычных возможностей пласта, iii. На площади месторождения, расположенного в другом районе, где скважинами вскрыты отложения идентичной фациальной принадлежности. iv. Аналитическим путем на основе зависимости между параметрами вертикальной и латеральной макронеоднородности. С учетом полученных результатов оценки макронеоднородности выполняются расчеты параметров для вариограммного моделирования и строятся вертикальная и латеральная вариограммы. Выполняется распределение коллекторов в объеме геологической модели с использованием алгоритмов индикаторного стохастического моделирования. В результате получают «куб» данных, каждая ячейка которого содержит признак принадлежности к тому или иному литологическому типу (куб «коллектор - неколлектор»). Исходными данными для моделирования являются: a. результаты интерпретации материалов ГИС в скважинах; b. вертикальная и латеральная вариограммы; c. ГСР по коэффициенту распространения; d. трендовые карты эффективных толщин (песчанистости), полученные в результате интерпретации сейсмических материалов или в результате построения концептуальной седиментационной модели.
Производится верификация построенной литологической модели резервуара. Первоочередным критерием верности построенной модели является корректность учета скважинных данных. Это значит, что ячейки модели, пересекаемые траекториями стволов скважин, должны соответствовать результатам интерпретации ГИС в этих скважинах с расхождением не более 5% относительных. Далее выполняется построение из куба «коллектор - неколлектор» карт песчанистости и геолого-статистических разрезов по коэффициенту распространения и параметру плотности литологических границ в каждом слое модели. Полученные карты и ГСР сопоставляются с трендовыми. Расхождение по ГСР для каждого слоя модели не должно превышать 5%. Данный способ верификации геологической модели дополняет способы оценки достоверности построений, приведенные в «Методических рекомендациях по проектированию..» [33]. В определенных случаях, когда латеральные размеры литологических тел сопоставимы или превышают средние расстояния между скважинами, рекомендуется использование детерминированного подхода к выполнению моделирования. Технология использования критериев неоднородности строения пласта при его моделировании, оцененных на участке, разбуренном плотной сеткой эксплуатационных скважин, и перехода от них к вариограммному моделированию на данный момент времени не реализована ни в зарубежных программных продуктах, ни в отечественных аналогах. Известные критерии оценки латеральной и вертикальной неоднородности позволяют производить ее оценку только после выполнения построений.
Поэтому весьма актуальной является решение данной проблемы путем исследования и анализа геологической неоднородности и учета ее в геологических моделях на участках пласта, разбуренного редкой сеткой разведочных скважин и частично плотной сеткой эксплуатационных скважин. Решение данной проблемы позволило бы повысить достоверность прогноза строения пластов в межскважинном пространстве, увеличить точность оценки объемов нефтенасыщенных пород в областях, слабо изученных бурением. Такой подход необходимо внедрять в практику подсчета запасов на основе трехмерного геологического моделирования (рис. 3.4).
Анализ фациального строения продуктивных пластов Самотлорского месторождения и оценка их макронеоднородности
Анализ фациального строения выполнялся в рамках работ по обобщению материалов Самотлорского региона, включающего в себя непосредственно Самотлорское месторождение и прилегающие к нему одиннадцать лицензионных участков (рис. 4.1). Исходными материалами для анализа послужили скважинные данные по опорной сети, включающей около 6000 скважин.
Для выполнения полномасштабного анализа, базирующегося на скважинных материалах, необходима подготовка информации, отражающей в той или иной степени влияние седиментационных процессов на геологическое строение разреза продуктивных отложений. В качестве таких критериев, которые определяются по скважинным данным в массовом порядке, выбраны следующие параметры: 1. Общая толщина пласта 2. Эффективная толщина пласта 3. Среднее значение апс в интервале пласта 4. Песчанистость пласта 5. Расчлененность пласта 6. Комплексный параметр неоднородности пласта по кривой апс
Представленные критерии не только учитывают седиментационные особенности формирования анализируемых интервалов геологического разреза, но и отражают качество пласта для целей выработки из него запасов УВ. Выбранные критерии позволяют получить разностороннюю информацию о строении разреза продуктивного пласта с использованием минимального набора исходных данных. В частности, комплексный параметр неоднородности, предложенный Золоевои Г.М. [18], учитывает одновременно, как среднюю вертикальную расчлененность разреза, так и среднюю вертикальную изменчивость, являясь их произведением.
Оптимальный инструментарий для выполнения анализа совокупности разносторонней информации при значительном объеме такого материала предоставляют средства статистической обработки. Итогом статистического анализа литологического строения продуктивных пластов является площадное распределение зон фациальных ассоциаций. Каждая из зон представляется типовым геолого-статистическим разрезом, отражающим типичное строение выбранной фациальной зоны.
Условия седиментации осадочных образований Западной Сибири наиболее системно рассматривались в работах А.Э.Конторовича, Ф.Г.Гурари, В.С.Суркова, М.В.Коржа и А.Г.Мухер и других исследователей. Седиментационные особенности строения пластов Самотлорского месторождения изучались Денисовым СБ. и др. Работа по фациальному зонированию осуществлялась с учетом и детализацией ранее выполненных обобщений.
В период формирования пласта БВ81"3 практически на всей рассматриваемой территории установились условия шельфового осадконакопления, за исключением северо-западной области. Северозападные районы Самотлорского региона представляли собою склон клиноформы, что имеет четкое отражение на карте общих толщин пласта. Фактически область повышения градиента карты общих толщин на северо-западе территории совпадает с палеолинией бровки шельфа. Карты, отражающие строение продуктивного пласта, представлены на рисунке 4.2.
Обмеление морского бассейна на этапе формирования пласта привело к активному формированию песчаных отложений. Фациально они представлены отложениями подводных потоков (подводные течения, дельтовые каналы) и областей их разгрузки (устьевые бары, песчаные валы). Согласно общей седиментационной обстановке, песчаные тела, простирание которых близко к направлению с юго-востока на северо-запад (по падению палесклона, совпадающему с направлением проградации клиноформы) можно отнести к первому типу. Песчаные тела, имеющие простирание перпендикулярное направлениям потоков, можно отнести ко второму типу. В целом, согласно общим представлениям о формировании отложений шельфа, песчаные тела здесь могут быть представлены барами и промывающими их потоками, транспортирующими обломочный материал к кромке шельфа [41]. Песчаники в рассматриваемом интервале развиты повсеместно, что обусловлено обильным поступлением обломочного материала и распространением его по площади посредством деятельности моря в мелководных и шельфовых условиях.
При формировании отложений пласта БВ81"3 более крупнозернистые осадки осаждались ближе к источнику сноса, то есть преобладают в юго-восточных областях района. В северо-западном направлении в сторону погружения палеобассейна отложения рассматриваемого интервала становятся все более неоднородными — повышается расчлененность разреза, уменьшается песчанистость. Вместе с тем, значительная часть песчаного материала откладывалась как раз в области разгрузки, т.е. у подножия склона. Клиноформная часть пласта БВ81"3 может быть расчленена детальной корреляцией на седиментационные циклы.
