Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ современного состояния теории прогноза и поиска месторождений нефти и газа в крупных нефтегазоносных провинциях: понятийная база, классификация решаемых задач, информационные ресурсы и алгоритмы принимаемых решений 16
1.1. Понятийная база 16
1.2. Классификация решаемых задач 17
1.3. Основные информационные ресурсы регионального и зонального моделирования 18
1.4. Алгоритмы принимаемых решений 25
1.5. Интеграция разнородных научных результатов 69
Глава 2. Региональный нефтегазоносный резервуар как основной объект исследований при решении прогнозных задач геологии нефти и газа, формальная постановка задач, трудности их решения 74
2.1. Осадочный бассейн и региональные резервуары - основные объекты исследований при решении прогнозных задач геологии нефти и газа 74
2.2. Классическая схема описания бассейнов и резервуаров 79
2.3. Типы применяемых моделей 81
2.4. Уточнение понятийной базы информации, используемой при описании и моделировании осадочных бассейнов и резервуаров 88
2.5. Особенности схем изучения осадочных бассейнов и резервуаров, приводящие к формированию массивов разнородной, слабо или плохо согласованной информации (на примере Западно-Сибирского
бассейна) 90
2.6. Геоинформационные технологии - инструмент коррекции информации, её интеграции и построения моделей геологических объектов 91
Глава 3. Методы, алгоритмы и технология геомоделирования при изучении нефтегазоносных бассейнов 116
3.1. Методы обработки информации 116
3.2. Общая схема построения региональных и зональных сеток 183
3.3. Технология моделирования параметров геологического объекта 188
3.4. Компьютерная технология трёх этапов геомоделирования 188
Глава 4. Примеры геомоделирования в нефтегазоносном бассейне 191
4.1 Общая характеристика созданных моделей 191
4.2. Структурная карта по кровле юры Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна 227
4.3. Структурная карта по кровле проницаемого комплекса батского резервуара в северных районах Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна 232
4.4. Карты толщин проницаемого комплекса и песчаников верхнеюрского резервуара в северных районах Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна 234
4.5. Карта-схема катагенеза рассеянного органического вещества в отложениях верхней юры Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции 237
4.6. Карты физико-химических свойств нефтей Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции 240
4.7. Моделирование направлений возможной миграции углеводородных флюидов и зон их потенциальной аккумуляции 248
Заключение 283
Аббревиатуры 287
Литература 288
- Основные информационные ресурсы регионального и зонального моделирования
- Классическая схема описания бассейнов и резервуаров
- Общая схема построения региональных и зональных сеток
- Карты толщин проницаемого комплекса и песчаников верхнеюрского резервуара в северных районах Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна
Введение к работе
Актуальность исследования. В настоящее время накоплен огромный фактический материал по территории Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, обобщение которого не проводилось в течение десятилетий. Наличие громадных информационных ресурсов позволяет осуществить построение детальной модели геологического строения этого региона, создать разномасштабные карты нового поколения, отвечающие современной степени изученности бассейна. Аналогичная ситуация имеет место и для Сибирской платформы, которая рассматривается в качестве стратегического нефтегазодобывающего региона.
Основная проблема, возникающая на стадии региональных обобщений, связана с разнородностью, несогласованностью, а, зачастую, и недостаточностью априорной геолого-геофизической информации. Материал, накопленный за длительную историю изучения нефтегазоносных провинций Сибири, в значительной своей части существует только на бумажных носителях, не согласован между собой и не учитывает информацию, полученную в последние годы. Современные геолого-геофизические материалы, напротив, зачастую игнорируют ранее полученную информацию. Только синтез всей совокупности геолого-геофизических данных, их вовлечение в комплексный компьютерный анализ и обработку на современном технологическом уровне позволит осуществить построение детальных геологических моделей (геомоделей) этих регионов, которые, в свою очередь, послужат основой при определении стратегии и тактики нефтегазопоисковых работ в Сибири.
В работе решается научная проблема создания набора математических методов, алгоритмов и компьютерной технологии комплексной обработки и интерпретации разномасштабных, несогласованных геолого-геофизических данных, позволяющих осуществлять построение современных моделей геологического строения нефтегазоносных бассейнов и их крупных частей.
Разрабатываемый в ходе решения проблемы программно-алгоритмический комплекс должен учитывать первичные и вторичные данные, собственные (инситные) характеристики объектов моделирования, а также косвенную информацию; осуществлять построение комплекта согласованных картографических документов, характеризующих псевдотрёхмерные модели геологических объектов. Создаваемая методика должна эффективно решать комплекс задач геологии нефти и газа в условиях дефицита и несогласованности исходных данных как в региональных и зональных построениях, так и при моделировании локальных объектов.
Объект и предмет исследования - математические методы, алгоритмы и компьютерная технология комплексной обработки и интерпретации разномасштабных, несогласованных геолого-геофизических дан-
ных, создающие методическую и технологическую основу для построения современных геомоделей нефтегазоносных бассейнов.
Цель исследования: создать набор математических методов и алгоритмов и разработать на их основе технологию геомоделирования разномасштабных геологических поверхностей и тел, геофизических, геохимических и др. полей в нефтегазоносных бассейнах, включая построение сеточных моделей карт в изолиниях и псевдотрёхмерных моделей геологических объектов. Набор должен учитывать противоречивость, неполноту, нерегулярность и разномасштабную изученность территории. Апробировать результаты разработок на материалах по Западно-Сибирской и Лено-Тунгусской нефтегазоносным провинциям.
Идея работы заключается в том, что создать информационную основу для повышения эффективности стратегии и тактики нефтегазопоиско-вых работ в крупных нефтегазоносных бассейнах можно за счёт
-
вовлечения в обработку накопленного за десятилетия и ранее практически не использовавшегося огромного информационного ресурса (локальные карты на бумажных носителях и пр.),
-
интеграции этого ресурса с результатами современных геолого-геофизических исследований.
Интеграция должна осуществляться с помощью специализированного программно-методического комплекса, учитывающего текущее состояние информационной среды геомоделирования. Задачи исследований.
I. Разработать набор математических методов и алгоритмов для создания разномасштабных моделей геологических поверхностей и тел, геофизических, геохимических и других полей в нефтегазоносных бассейнах, включая построение сеточных моделей карт в изолиниях и псевдотрёхмерных моделей геологических объектов.
Набор должен учитывать противоречивость, неполноту данных, нерегулярную и разномасштабную изученность территории и
-
производить сборку региональных и зональных сеточных моделей на базе синтеза большого числа зональных и локальных карт;
-
осуществлять гладкое сопряжение частично определённых и не вполне согласованных сеточных моделей по криволинейным границам;
-
сглаживать, генерализовать и детализировать сеточные модели;
-
учитывать косвенную информацию при создании сеточных моделей;
-
моделировать направления миграции углеводородов с учётом геометрии и др. характеристик проницаемых комплексов и флюидо-упоров.
II. Создать компьютерную технологию комплексной обработки и ин
терпретации геолого-геофизических данных, реализующую вышеупомя
нутый набор алгоритмов и методов и обеспечивающую:
-
широкое применение вторичных информационных ресурсов;
-
интерактивный режим анализа исходных данных и их программную коррекцию;
-
сведение многообразия исходных данных к согласованным сеточным моделям.
Апробировать технологию на материалах Западно-Сибирской и Лено-Тунгусской нефтегазоносных провинций.
III. С помощью разработанной технологии построить серию карт но
вого поколения, отвечающих современной степени изученности террито
рии Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна, в том числе, набо
ры:
-
структурных карт масштабов от М 1:200000 до М 1:2500000 по региональным стратиграфическим реперам,
-
карт изопахит осадочных комплексов,
-
карт состава и качества нефтей,
-
карт-схем катагенеза органического вещества.
Построить модели направлений возможной миграции углеводородов на региональном уровне.
Фактический материал: информация о геологическом строении Западно-Сибирской и Лено-Тунгусской нефтегазоносных провинций (разномасштабные карты разных лет, базы данных по литологии, стратиграфии, свойствам нефтей, геофизическим, петрофизическим, геохимическим и др. параметрам); данные по десяткам тысяч поисково-разведочных скважин; локальные карты по сотням площадей.
Методы исследования:
-
методы теории интерполяции, анализа данных, прикладной статистики, дискретной математики, математического программирования и пр.;
-
современные научные представления и методики в области геологии нефти и газа и др. наук о земле.
Защищаемые положения и результаты:
-
Математические методы и алгоритмы комплексной обработки и интерпретации геолого-геофизических данных для моделирования геологических поверхностей и тел, создания карт геофизических, геохимических и др. полей, построения комплектов согласованных картографических документов и псевдотрёхмерных моделей геологических объектов в нефтегазоносных бассейнах.
-
Компьютерная технология геомоделирования, реализующая вышеупомянутые методы и алгоритмы и обеспечивающая:
-
широкое применение вторичных информационных ресурсов,
-
интерактивный режим анализа исходных данных и их программную коррекцию,
-
сведение многообразия исходных данных к согласованным сеточным моделям.
3. Использование разработанной технологии позволяет:
1) осуществлять построение сеточных моделей параметров поверх
ностей, тел и полей, а также псевдотрёхмерных разномасштабных
моделей геологических объектов в нефтегазоносных бассейнах,
2) рассчитывать направления возможной миграции углеводородов.
По разработанной технологии в ИНГГ СО РАН создан электронный
атлас структурных карт и карт изопахит мегакомплексов, а также разнообразных геолого-геофизических и геохимических карт нового поколения Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.
Научная новизна и личный вклад в решение проблемы:
1. Созданы методы, алгоритмы и компьютерная технология разно
масштабного геомоделирования в нефтегазоносных бассейнах, учиты
вающие современное состояние геолого-геофизических данных (проти
воречивость, неполнота, неравномерная изученность территории). В том
числе:
формализованы понятия «слабой» и «плохой» согласованности данных, что обеспечило создание алгоритмов обработки противоречивой и разнохарактерной информации,
разработан программно-алгоритмический комплекс для построения сеток параметров региональных и зональных геологических объектов, а также геофизических, геохимических и других полей с учётом специфики первичных и вторичных информационных ресурсов,
разработан и программно реализован метод интеграции (сборки, сшивки) хаотически разбросанных, «слабо» или «плохо» согласованных данных, обеспечивающий создание региональных и зональных сеточных моделей карт и геологических объектов,
математически строго сформулирована задача гладкого сопряжения фрагментов поверхности и построен алгоритм гладкого сопряжения частично определённых сеток по криволинейным границам,
создан программно-алгоритмический комплекс для псевдотрёхмерного моделирования региональных и зональных геологических объектов,
создан программно-алгоритмический комплекс для моделирования направлений миграции углеводородов с учётом геометрических и других характеристик проницаемых комплексов и флюидоупоров.
2. С помощью разработанной технологии в ИНГГ создан электронный
атлас карт на территорию Западно-Сибирской нефтегазоносной провин-
ции М от 1: 200000 до 1: 2500000, соответствующих современному состоянию изученности бассейна.
Предложенные в работе математические методы, алгоритмы и компьютерная технология, рассматриваемые как единое целое, представляют собой модификацию и дальнейшее развитие «тюменского» подхода A.M. Волкова (1981, 1988 и др.) и его школы (Пакет программ ..., 1981 и др.).
Основные отличия предлагаемых разработок от существующих заключаются в следующем: а) строятся комплекты согласованных картографических документов вместо отдельных независимых карт, б) технология содержит современные методы обработки противоречивых данных, адаптированные к особенностям геологического строения нефтегазоносных бассейнов, в) используются разнообразные методы создания и трансформации сеток, г) созданы процедуры эффективной работы с вторичными ресурсами и унификации карт (генерализации, детализации).
Диссертация основана на теоретических и экспериментальных исследованиях, программных и технологических разработках, выполненных автором в ИНГГ в 1986-2006 гг. Все отмеченные в п. 1 разработки выполнены автором лично. Ряд методов, алгоритмов и программ выбран и адаптирован для включения в технологические цепочки на основе проведённых им лично экспериментов. Некоторые алгоритмы и программы, используемые в работе, созданы специалистами ИНГГ, что оговорено в диссертации. Эти разработки не входят в защищаемые результаты. Апробация проведена совместно со специалистами ИНГГ.
Достоверность и обоснованность научных положений и результатов обеспечивается высоким теоретическим уровнем методических и экспериментальных исследований и гарантируется корректным применением математических методов. Разработанная технология широко апробирована на представительном фактическом материале (свыше 10000 скважин, структурные карты по сотням локальных площадей и пр.). Кондиционность результатов, полученных с ее использованием, подтверждена высокой экспертной оценкой специалистов в области геологии нефти и газа и тектоники платформенных областей.
Научная и практическая значимость результатов. Созданная теоретическая база (методы, алгоритмы) и реализующая её компьютерная технология геомоделирования создают предпосылки для ввода в научный оборот ранее практически не использовавшихся данных (карты на бумажных носителях по отдельным площадям и пр.) и построения карт нового поколения с учётом современной изученности нефтегазоносных бассейнов мира. Это позволяет вывести на более высокий уровень знания по геологическому строению бассейнов, повысить достоверность прогноза скоплений и уточнить оценки ресурсов углеводородов. Технология может найти широкое применение при обобщении геолого-
геофизических материалов по крупнейшим нефтегазоносным провинциям и акваториям мира.
Реализация работы. Полученные результаты позволили специалистам ИНГГ создать электронный атлас карт Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции и её крупных частей масштабов от 1:200000 до 1:2500000. Разработанная технология использована также при моделировании резервуаров углеводородов в отдельных крупных регионах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (Ямало-Ненецком АО, Юган-ском Приобье, Пур-Тазовском междуречье и т.д.). С помощью разработанных методических приемов построены базовые структурные поверхности и карты изопахит осадочных комплексов для моделирования процессов миграции углеводородов для Западно-Сибирской провинции в целом и ее отдельных регионов. Технология хорошо проявила себя и в условиях древней Сибирской платформы. Так, проведено моделирование структурной поверхности и карты температур тэтэрскои свиты (кровля венда) на территории всей Восточной Сибири и построен комплект карт резервуаров нефти и газа на Нэпско-Ботуобинскую антеклизу. Материалы, полученные с использованием технологии, послужили основой для количественной оценки перспектив нефтегазоносности Западно-Сибирской провинции и использовались при определении стратегии и тактики нефтегазопоисковых работ в этом регионе.
Апробация работы. Основные положения и разделы работы докладывались на 13 международных конференциях (Новосибирск, 1997, 2001; Москва, 1998, 2003; СПб., 1999, 2001; Томск, 2000; Рио-де-Жанейро, 2000; Апатиты, 2000; Япония, Айдзу, 2001; Ханьчжоу, 2002; Париж, 2002; Прага, 2004), 8 всероссийских (Тюмень, 2000, 2004; Москва, 2000, 2001, 2002; Новосибирск, 2004; СПб., 2000; Магадан, 2003), трёх региональных (Ноябрьск, 1997; Новосибирск, 1999; Волгоград, 2006).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 65 печатных работ общим объёмом 58 п.л., из них 5 монографий и 15 работ в изданиях из перечня ВАК. В автореферате из-за недостатка места приведено только 22 работы; остальные представлены в списке литературы к диссертации.
Структура и объём работы. Диссертация состоит из введения, четырёх глав, заключения и списка литературы (250 наименований) общим объёмом 319 страниц, 42 рисунка, 12 таблиц.
Автор выражает глубокую благодарность А.Э. Конторовичу за постоянную помощь и поддержку при выполнении работы. В процессе написания многие вопросы обсуждались с СЮ. Беляевым, В.А. Конторови-чем, В.А. Леусом. Становление автора как специалиста формировалось в общении с С.А. Афанасьевым, А.Ф. Белоусовым, Л.М. Бурштейном, B.C. Вышемирским, А.Н. Дмитриевым, Д.В. Косяковым, В.Б. Кудрявцевым, В.Р. Лившицем. Не имея возможности перечислить всех соавторов прак-
тических приложений, упомянем Л.С. Борисову, М. Б. Букаты, Е.А. Гай-дебурову, СВ. Ершова, Ю.Н. Занина, В.А. Казаненкова, Н.П. Кирду, А.А. Конторовича, П.Е. Котляра, С.А. Моисеева, Л.С. Саенко, В.Я. Санина, В.Н. Топешко, А.Н. Фомина, Г.Г. Шемина. Автор весьма признателен им за консультации и предоставление материалов. Отдельная благодарность Г.Ф. Букреевой и А.В. Истомину за активное участие в апробации разработок, представленных в диссертации.
Основные информационные ресурсы регионального и зонального моделирования
Для крупных НГП исследования проводятся в области выявления главных факторов формирования и современного размещения залежей нефти и газа, классифицирования СБ по степени перспективности на нефть и газ; нефте-газогеологического районирования крупных СБ и слагающих их резервуаров по перспективности; моделирования процессов нефтегазообразования, формирования и сохранения залежей нефти и газа, количественной оценки ресурсов УВ по комплексу косвенных параметров и подсчёта их запасов; оценки количества и распределения по крупности месторождений нефти и газа для СБ и НГП; создания БД для прогнозных построений; моделирования резервуаров УВ различных иерархических уровней (региональных, зональных, локальных); картирования закономерностей пространственного изменения физико-химических свойств нефтей, газов, подземных вод и стадий катагенеза РОВ; оптимизации поисков и разведки УВ и др. Решаются задачи прогноза: продуктивности локальных поднятий по данным сейсморазведки, месторождений-гигантов (на глобальном материале), продуктивности отдельных пластов по данным ГИС, фазового состояния У В в залежи, границ распространения и параметров геологических тел (резервуаров УВ, их ПК и ФУ), зон развития пород-коллекторов и ловушек неантиклинального типа, дебитов скважин, в том числе на неизученных или слабо изученных бурением территориях. Создаются методы и ПО моделирования направлений возможной миграции УВ флюидов.
За последние пятнадцать лет для мезозойско-кайнозойского осадочного чехла ЗСП накоплен огромный фактический материал, прямо или косвенно характеризующий важнейшие с точки зрения поисков, разведки и оценки ресурсов углеводородов глубокопогруженные геологические поверхности и тела. Прежде всего, это касается геологических объектов, которые являются составными частями региональных, зональных и локальных резервуаров УВ. Эта информация, на получение которой затрачены огромные средства в течение нескольких десятилетий, в региональных и зональных обобщениях по большей части до сих пор не задействована в связи с серьёзными проблемами, возникающими на этапах сбора и обобщения. Это, с одной стороны, вопросы социально-организационного характера, возникающие при сборе и накоплении информации. Их научный анализ и решение выходит за рамки настоящей работы. С другой стороны, есть и ряд принципиальных трудностей обработки и интерпретации, возникающих из специфики этого спонтанно сложившегося, зачастую внутренне противоречивого и разбросанного по многочисленным и разнородным «хранилищам» информационного массива, преодолению которых посвящена настоящая работа.
Основные виды существующих информационных ресурсов, которые могут быть использованы для моделирования региональных и зональных поверхностей, тел и полей в НГБ представлены в табл. 1.1. Это далеко не полный перечень. В нём опущены, например, некоторые виды карт литолого-фациальных характеристик отложений, а также традиционные геологические карты, например, характеризующих пространственное распределение горных пород, залегающих в кровле или подошве той или иной толщи, карты распределения фильтрационно-емкостных свойств, карты, отражающие насыщение пластов флюидами и т.п. Однако в настоящей работе в связи с её преимущественно региональным уровнем рассмотрения мы будем уделять первоочередное внимание данным, отражённым в таблице 1.1.
Данные бурения поисково-разведочных скважин, на которых выполнен стандартный комплекс геофизических исследований и имеется соответствующая документация, представляют огромную ценность. Они разбросаны по различным организациям и, за редким исключением, не публикуются. Предоставляемые нефтяными компаниями и другими производственными организациями электронные версии разбивок скважин и стратиграфической идентификации их разрезов, как правило, содержат многочисленные ошибки. Это вынуждает специалиста-геолога, готовящего БД для моделирования, заново просматривать весь каротаж и составлять оригинальную базу, не полагаясь на материалы производственников. Подчеркнём, что в настоящее время никаких на 1. Данные, полученные в результате бурения (ГИС, испытания, стратиграфические разбивки, литологические описания, анализы УВ и РОВ, гидрогеохимические и геотермические показатели и пр.) 2. Данные временных и глубинных разрезов по сейсмопрофилям 3. Версии структурных карт по опорным отражающим горизонтам 4. Карты изохрон, аэромагнитной и гравиметрической съёмки и другие специализированные геофизические, геохимические и т.д. карты 5. Литостратиграфические и литофациальные карты (толщин отложений Н и песчаников Hs, коэффициента песчанистости Кп и др.) 6. Стохастические зависимости (между параметрами тел, поверхностей и полей) и константы (в том числе, контролирующие наличие тела в разрезе). 7. Сведения о разломах, границах геологических поверхностей и т.д. дёжных и доступных для исследователя сводных баз данных по крупным частям ЗСП, содержащих результаты проведённой с единых позиций литост-ратиграфической интерпретации каротажного материала, насколько нам известно, не существует.
Важная составляющая данных бурения - описания керна. К сожалению, далеко не всегда таковые имеются. Они дают полезную информацию о литологии отложений, вскрытых скважиной. Кроме того, к данным бурения можно, видимо, отнести и палеонтологические, геохимические (включая анализ органики) и литологические заключения о возрасте, химическом составе, литологии и генезисе отложений. Все эти данные играют существенную роль при интерпретации каротажа и стратиграфической привязке разреза, вскрытого скважиной.
Классическая схема описания бассейнов и резервуаров
Для НГБ она приводится нами на примере Западно-Сибирского НГБ в соответствии с работами Бакирова, Белонина, Гурари, Калинко, Карогодина, А.Э. Конторовича, Моделевского, В.Д. Наливкина, Неручева, Нестерова, Сал-манова, Соколова, Трофимука, Хаина и др. При этой схеме в рамках единого рассмотрения реализуется 3 подхода: 1) целевой, когда изложение подчинено главной цели - созданию информационной базы для оценки перспектив нефтегазоносности и количественной оценки ресурсов УВ; 2) историко-генетический, когда описываются процессы формирования и развития НГБ; 3) системный, при котором НГБ рассматривается как сложная система.
Так, для Западно-Сибирского НГБ характеризются: 1) новейшие геолого-геофизические материалы и главные особенности геологического строения и нефтегазоносности ЗС НГБ, площадь и объёмы отложений, прежде всего, содержащих УВ, объёмы добычи на весь бассейн (текущие и накопленные); 2) главные этапы формирования и развития бассейна, его тектоническая позиция; 3) стратиграфия палеозойских и мезозойских отложений, где происходила генерация УВ (с учётом нефтегазогеологического районирования территории ЗС НГБ, на которой выделяются 10 нефтегазоносных областей (НГО)); 4) литология и литостратиграфия палеозойских и мезозойских отложений, палеогеография и палеоклиматология мезозойских отложений (условия осадконакопления, трансгрессия и регрессия и пр.); 5) тектоническое строение доюрского комплекса основания и мезозой-ско-кайнозойского осадочного чехла и формулируются тектонические критерии нефте газоносности; 6) основные нефтегазоматеринские формации. Главные нефтематерин-ские формации в мезозойско-кайнозойском осадочном чехле ЗСП - отложения баженовской и тогурской свит, газоматеринские - угленосные и субугленосные формации средней юры и апта-альба-сеномана; 7) распределение УВ-биомаркеров в битумоидах; 8) генерационный потенциал ОВ (который сравнивается с таковым же для других НГП); 9) основные проницаемые комплексы и флюидоупоры; 10) основные и типичные месторождения для каждой НГО и, в общем, остальные месторождения, залежи, нефтегазопроявления; 11) стратиграфический контроль нефтегазоносности; 12) геохимия УВ флюидов, включая состав и качество нефтей, содержание их компонент, а также стадии катагенеза рассеянного органического вещества (РОВ) для образцов из палеозоя и мезозоя, содержание в них Сорг и пр.; 13) гидрогеология и гидрогеохимия Западно-Сибирского артезианского бассейна, включая химический состав подземных вод (по водоносным комплексам), газы, растворённые в подземных водах, и органическое вещество подземных вод; 14) геогидродинамическая система Западно-Сибирского артезианского бассейна; 15) геотермический режим осадочного чехла; 16) процессы формирования химического состава подземных вод и гидрогеологические показатели нефтегазоносности; 17) геолого-геохимические предпосылки формирования гигантских скоплений нефти и газа в Западно-Сибирском НГБ; 18) перспективы нефтегазоносности и новые направления поисков месторождений нефти и газа.
Резервуары характеризуются для каждой НГО отдельно. Даются сведения о стратиграфическом объёме, общей площади, районах и границах распространения проницаемых комплексов и флюидоупоров, литологии и литостра-тиграфии, дизъюнктивной тектонике, выше и ниже лежащих толщах. Описывается общая морфология рельефа структурных поверхностей по кровлям и подошвам проницаемых комплексов и флюидоупоров.
Приводятся карты: структурные (по кровле и подошве ПК и ФУ), толщин отложений Н, палеообстановок, а для проницаемых комплексов - также толщин песчаников Hs, коэффициентов песчанистости Кп и эффективных толщин Нэф. Даётся заключение о качестве флюидоупоров и проницаемых комплексов. Анализируются нефтегазоносность и типы ловушек УВ, коллектор-ские свойства проницаемых комплексов, результаты испытаний скважин. Описываются основные и типичные месторождения, и, обобщённо, прочие месторождения, залежи и нефтегазопроявления.
Типы моделей, применяемых при региональных и зональных исследованиях НГБ: экспликация, детерминированные и вероятностные, прескриптив-ные и дескриптивные, статические и динамические (Роберте, 1986), двухмерные и - локально - псевдотрёхмерные и трёхмерные. Моделируются объекты регионального, зонального и локального уровней.
Настоящая работа посвящена созданию сеточных моделей и псевдо трёхмерному геомоделированию на основе геолого-геофизических данных: структурной геологии, седиментологии, геохимии, литолого-фациального, формационного анализа, а также геофизики - в особенности, данных сейсморазведки. Это - региональные и зональные детерминированные статические модели, имеющие как дескриптивные, так и прескриптивные составляющие.
Среди многочисленных типов моделей (Роберте, 1986) рассмотрим, прежде всего, важные для нашего рассмотрения прескриптиеный и дескриптивный типы. Прескриптивная модель описывает, как некоторая система должна была бы себя вести в некоторой идеализированной ситуации. Дескриптивная модель описывает, как она себя в действительности ведет. Отметим также, что существуют модели, служащие всего лишь для перевода неточных понятий в точные, процесс построения которых называется экспликацией. В дальнейшем, модели, полученные с помощью экспликации, будем также называть экспликациями. Одним из основополагающих постулатов математического моделирования является общепризнанное положение о циклической природе математического моделирования (Роберте, 1986). Из этого положения вытекает и утверждение об отсутствии единственной «правильной» модели.
В естественных и связанных с ними технических науках прескриптивные модели в их «классическом» виде используются, прежде всего, при моделировании процессов, там, где необходимо исследовать динамику происходящих явлений. Так, например, в геофизике они применяются при моделировании распространения акустических волн (Гольдин, 1997); в нефтяной геологии - при моделировании процессов аккумуляции и рассеивания из ловушек нефти и газа (Прогноз месторождений нефти и газа ..., 1981); в гидрогеологии - при моделировании динамики подземных вод (Мироненко, 1996), в нефтяной гидродинамике - при моделировании процессов, происходящих в нефтегазоносном пласте при разработке месторождений (Крейг, 1974) и т.д. Естественно, существуют и многочисленные приложения, связанные со статическими прескриптивными моделями, в частности, применяемыми при моделировании резервуаров УВ и связанными с изучением пространственной изменчивости параметров (Волков A.M., 1980, 1988 и многие другие).
В геологии дескриптивные модели, по большей части, предназначены для описания объектов, т.е. это, в основном, статические модели. Однако, как известно, существуют и кинематические дескриптивные модели, например, описывающие положения палеоконтинентов на тот или иной период времени. В настоящей работе основное внимание уделяется моделям геологических объектов, являющихся, по большей части, моделями дескриптивного толка, хотя, конечно, граница здесь довольно условная, особенно, что касается моделирования слабо изученных глубокопогруженных нефтегазоносных комплексов. Если математическую модель кровли опорного отражающего горизонта Б (подошва баженовской свиты) для западной части Томской области, созданную на основании интерпретации данных сейсморазведки и бурения, можно, пожалуй, отнести к чисто дескриптивным, то построенную с её помощью и данных глубокого бурения по горизонту Ую в рамках линейной модели Гольдина (1971) по схеме Волкова (1988) с использованием оригинального алгоритма и программного обеспечения, разработанного Леусом (2005) модель кровли реперного угольного пласта Ую (Сравнительный анализ макрорезервуаров..., 1996, Геологическая модель..., 1998) можно назвать дескриптивной только с очень большой натяжкой. Дело в том, что при создании сетки структурной карты по кровле Ую на основе вышеописанной исходной информации использованы сильные допущения - линейный характер связи между нею и кровлей горизонта Б, а также предположение о том, что реперный уголь У10 выклинивается только на поверхности эрозионно-тектонических выступов.
Общая схема построения региональных и зональных сеток
Построения проводятся в 4 этапа: I. Начальная экспертиза исходных материалов. Создание локальных и зональных сеток геологических поверхностей, отвечающих опорным отражающим горизонтам (опорных поверхностей) по результатам пересчитанных в глубины натурных измерений (пересчёт времён в глубины осуществляется до начала моделирования экспертом-геофизиком). Генерирование сеток для наличествующих на начало моделирования версий структурных карт по опорным поверхностям. II. Создание региональных сеток структурных карт опорных поверхностей и толщин между ними (опорных толщин). III. Генерирование сеток структурных карт и толщин по слабо изученным горизонтам. IV. Специализированные картографические построения. Возможны сопровождение и детализация уже построенной карты.
При начальной экспертизе (этап I) исходные картографические материалы упорядочиваются по убыванию рейтинга, представляемого балльной оценкой. Чем выше балльность, тем выше рейтинг. Предпочтительны листы, где выше изученность сейсморазведкой и бурением, и эти данные более согласованы. Листы наивысшей балльности, где есть минимально необходимое число скважин, вскрывших изучаемую поверхность, а данные бурения и сейсмики не имеют несогласий (либо резких несогласий), выбираются как базисные. Они ставятся первыми в упорядочении листов по невозрастанию рейтинга В том же порядке выстраиваются и сетки. Если есть сведения о границах распространения горизонтов, они учитываются при построениях. Сетки создаются таким образом, что по ним адекватно восстанавливаются результаты пересчитанных на глубины натурных измерений и исходные картографические материалы. Для создания сеток используются потенциал-полиномы или м-ММК.
Выполнение второго этапа подразделяется на 4 стадии: 1) экспертиза второго уровня; 2) сборка «слабо» и «плохо» согласованных сеток, включая их возможный пересчёт и гладкое сопряжение; 3) создание первых приближений сеток опорных структурных поверхностей и толщин; 4) создание окончательных сеток опорных поверхностей и толщин.
Для проведения экспертизы 2-го уровня строится граф перекрытий T(q). Его вершины - сетки. Две сетки связаны ребром если и только если пересечение их областей определения непусто и в нём содержится не менее q точек. Граф T(q) распадается на компоненты связности Kj. Экспертиза проводится отдельно для каждой компоненты и начинается с базисных листов. Если их нет, то с листов с наивысшим рейтингом в Kj.
Порядок прохождения экспертизы вершинами графа: от базисной - к смежной с ней и т.д. Сетку назовём верифицированной, если она прошла экспертизу второго уровня и, при необходимости, пересчитана. Путь назовём допустимым, если его первая вершина - базисная, и, за исключением последней вершины, он проходит через верифицированные сетки. По индукции определим маршрут, в соответствии с которым сетки подвергаются экспертизе. Первая вершина маршрута - базисная сетка. Текущая сетка маршрута должна быть смежной с верифицированными и ещё не прошедшей экспертизу. Из таковых выбирается имеющая самый короткий допустимый путь. Если их несколько, выбирается сетка с максимальным рейтингом.
Пусть текущая сетка G выбрана. Сопоставим ей множество E(G) всех смежных сеток, уже прошедших экспертизу. В ходе экспертизы G готовится дополнительная информация: оценки согласованности с данными бурения и сетками из E(G), оценки сходства морфологии рельефов на участках перекрытия с сетками из E(G), коэффициенты корреляции с данными бурения и сетками из E(G). При необходимости, выявляются стохастические зависимости. Как правило, анализ этой информации позволяет однозначно определить, включать ли G в список для аппликации а) без изменений, б) после локальной коррекции, в) после полного пересчёта по линейной модели, г) после пересчёта по каким-то иным стохастическим зависимостям.
Приведём примеры некоторых часто встречающихся типичных ситуаций, при возникновении которых (возможно, под контролем экспертов) обычно удаётся найти и осуществить геологически обоснованное решение.
1) G не имеет резких несогласий с данными бурения и сетками из E(G), общая морфология рельефов участков перекрытия с сетками из E(G) - сходная (либо размах изменения отметок в рельефах настолько незначителен, что не позволяет достоверно оценить их сходство);
2) G имеет резкие несогласия с данными бурения по отдельным (единичным) скважинам, а в остальном удовлетворяет (1);
3) G не удовлетворяет условиям 1,2, но существует стохастическая зависимость f такая, что сетка G =f(G) удовлетворяет условиям 1 или 2.
4) Сетка G не удовлетворяет условиям (1-2), не существует или не известна стохастическая зависимость, упомянутая в п. (3). При этом у сетки G нет резких несогласий с данными бурения, либо они есть лишь на единичных скважинах. Для некоторых (не всех) сеток из E(G) есть локальные участки резких несогласий с G. Общая морфология рельефов участков перекрытия G с сетками из E(G) - сходная (либо размах изменения отметок в рельефах настолько незначителен, что не позволяет достоверно оценить их сходство);
5) G не удовлетворяет условиям 1-4, но существует стохастическая зависимость f такая, что сетка G =f(G) удовлетворяет условию (4).
Кроме того, есть ещё разнообразные ситуации, встречающихся заметно реже, чем 1-5, при которых, используя пересчёты по подсеткам, гладкое сопряжение и некоторые другие приёмы, можно получить вполне удовлетворительное (с точки зрения экспертов) решение.
Карты толщин проницаемого комплекса и песчаников верхнеюрского резервуара в северных районах Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна
Баженовская свита, взятая вместе с её стратиграфическими аналогами, выклинивается только на границах распространения юры, однако сама она распространена не повсеместно, замещаясь в пределах рассматриваемой территории на другие отложения, генерационный потенциал которых несопоставимо ниже (марьяновская свита и пр.). Структурно-геометрический контроль такого замещения пока не выявлен, поэтому решать задачи на прослеживание границ замещения с помощью методов, описанных выше для нижнесреднеюрских отложений довольно затруднительно. Не помогает здесь и технология, используемая для картирования границ георгиевской свиты (см. ниже). Поэтому ориентироваться приходится, в основном, на данные бурения и общие геологические представления о распространении баженовской свиты.
Георгиевская свита также распространена не повсеместно, а, в свете вышесказанного, её картирование является важной практической задачей, поскольку месторождения верхней юры в рассматриваемом регионе так или иначе связаны с «окнами» и зонами пониженных толщин георгиевской свиты (Конторович В.А., 2000). Для выявления границ её распространения оказался эффективным нижеследующий приём. Моделируется кровля нижележащей ва-сюганской свиты или её аналогов и производится вычитание из предварительной версии сетки для кровли георгиевской свиты сетки для кровли васюган-ской свиты. В качестве искомой границы принимается нулевая изолиния сетки этой разности.
Васюганская свита также замещается на рассматриваемой территории менее перспективными отложениями наунакской и татарской свит.
При моделировании верхнеюрских отложений для этих территорий строится нижеследующий примерный перечень результирующих карт (Geological structure and petroleum potential..., 2002). Структурная карта по кровле баженовской и марьяновской свит. Структурная карта по кровле тюменской свиты. Карта толщин баженовской и марьяновской свит. Карта толщин георгиевской свиты.
Карта толщин васюганской, татарской и наунакской свит. Карта толщин нижневасюганской подсвиты. Карта толщин надугольной пачки васюганской свиты. Карта толщин подугольной пачки васюганской свиты. Карта толщин межугольной пачки васюганской свиты, татарской и наунакской свит. Карта толщин песчаников надугольной пачки. Карта толщин песчаников межугольной пачки васюганской свиты, татарской и наунакской свит. Карта толщин песчаников подугольной пачки. Карта толщин песчаников васюганской, татарской и наунакской свит. На рис. 4.1.14-4.1.16 представлены три из вышеупомянутых карт для Омской области и прилегающих территорий.
В заключение отметим, что масштаб результирующих карт варьировал от 1:100000 до 1:2500000, шаг сетки от 0.1 км до 2 км. В процессе моделирования создан ещё целый ряд вспомогательных сеток, необходимых для реализации результирующих построений.
Компьютерное моделирование аномалий типа «залежь УВ» по комплексу газовых показателей при прямых геохимических поисках нефти и газа.
Проиллюстрируем применение развиваемого в настоящей работе аппарата к выделению геохимических аномалий, связанных с залежами УВ. Исследования в этом направлении осуществлялись нами в составе исследовательской группы под руководством Вышемирского, см., в частности, (Прямые геохимические поиски..., 1991 и др.). Обрабатывались данные двух типов: 1) результаты газовой съёмки проб снега над нефтегазоносными площадями Западной Сибири (с целью оконтуривания залежей). В частности, такая обработка осуществлялась для Славинского месторождения Западно-Сибирской НГП. Авторы информации - Вышемирский, Фомин, Даниленко и др. 2) результаты газовой съёмки донных осадков на шельфе Чёрного моря. Авторы информации - Вышемирский и др. С точки зрения используемого математического аппарата подход в том и другом случаях не претерпел существенных отличий. Результаты применения описанного аппарата для газовой съёмки снега подтвердили эффективность предлагаемого подхода к оконтуриванию залежей и отражены в ряде отчётов перед производственными организациями.
В настоящей работе представлены результаты работ на шельфе, монографически описанные Вышемирским с соавторами (Прямые геохимические поиски..., 1991). На наш взгляд, это не менее интересно, чем снеговая съёмка, тем более, что работы на шельфе имеют большую перспективу. Как известно, роль морских акваторий в качестве районов добычи нефти и газа постоянно повышается, поэтому разработка эффективных методов поиска УВ на акваториях приобретает важное значение.
Особый интерес представляют прямые методы поиска, в частности, геохимические. Их эффективность предопределяется дешевизной, экспрессно-стью, возможностью выявления залежей всех типов, а не только сводовых.
Отбор геохимических проб из большого количества неглубоких скважин (как это обычно делается на суше) в морских условиях практически невозможен. Применяемые «на суше» методики выделения геохимических аномалий (см., например, (Верховская, Сорокина, 1981, Коган, Гинзбург, Буренков, 1990, Мовшович, Кнепель, Черкашин, 1987)), требующие привлечения больших объёмов информации и привязанные к статистическим гипотезам о функциях распределении исследуемых показателей, соответственно, малопригодны. Поэтому для выделения аномалий нами был предложен интерактивный подход, основанный на аппарате теории графов и описанной в 3.1.4 процедуре оптимального трехзначного кодирования.
