Содержание к диссертации
Введение
1. История изучения геологического строения и нефтегазоносности Ровенско-Краснокутского вала.
2. Тектонические особенности строения и литолого стратиграфическая характеристика подсолевых отложений Ровенско-Краснокутского вала . 4
2.1 Тектонические особенности строения Ровенско Краснокутского вала. 14
2.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза отложений Ровенско-Краснокутского вала . 23
3. Нефтегазоносность Ровенско-Краснокутского вала . 32
4. Геологические особенности развития и современного строения продуктивных отложений позднего девона Ровенско Краснокутского вала на примере месторождения Белокаменное .
4.1 Генетическая природа месторождений Ровенско-Красно-кутского вала. 38
4.2 Палеоструктурный анализ формирования современной структуры месторождений Ровенско-Краснокутского вала .
5. Геологическая модель продуктивных позднедевонских отложений месторождения Белокаменное .
5.1 Особенности структуры позднедевонских 92
продуктивных отложений месторождения Белокаменное, влияющие на его продуктивность. 92
5.2 Естественно природная группировка геологических факторов и их связь с продуктивностью месторождений .
5.3 Факторы геологической модели, геологический и 06 историко-геологическии анализ корреляционных связей между ними. 214
5.4 Геологические модели продуктивных участков позднедевонских пород месторождения Белокаменное. 119
Заключение. 29
Список опубликованных работ
по теме диссертации. 131
Литература.
- Литолого-стратиграфическая характеристика разреза отложений Ровенско-Краснокутского вала
- Нефтегазоносность Ровенско-Краснокутского вала
- Палеоструктурный анализ формирования современной структуры месторождений Ровенско-Краснокутского вала
- Естественно природная группировка геологических факторов и их связь с продуктивностью месторождений
Введение к работе
Актуальность. Исследуемый район - Ровенско-Краснокутский вал -располагается на юге Саратовской области, близ границы с Волгоградской. Саратовская область является одной из развитых НТО, которая давно и подробно изучается геологами. Начало этому было положено в первой половине 20 века работами Андрусова Н.И., Швецова М.С., затем продолжены исследованиями Шатского Н.С., Архангельского А.Д., Богданова А.А. и др. После открытия нефтегазоносное рассматриваемой территории в середине 20 века ее изучали геологи-нефтяники - Наливкин В.Д, Шахновский И.М., Мкртычан О.М., Бакиров А.А., Постникова И.Е., Мирчинк М.Ф., Фотиади Э.Э. и др. Трудами названных и многих других геологов установлены основные черты геологии, истории геологического развития, тектоники и нефтегазоносности территории. Снижение темпа добычи нефти и газа в Саратовской области обусловлено причинами, связанными со слабоиэученными особенностями геологического строения, влияющими на распределение продуктивности по территории месторождений. В связи с этим, одной из главных и актуальных задач является использование научно-обоснованных представлений о роли геодинамических процессов при формировании месторождений нефти и газа с целью уточнения геологических моделей высокопродуктивных участков. В пределах Ровенско-Краснокутского вала известны месторождения: Лимано-Грачевское, Белокаменное, Краснокутское, Западно-Ровенское, Рогожинское. Их интенсивная эксплуатация в последние несколько лет привела к тому, что при добыче весьма небольшой доли общих запасов обводненность залежей превысила 90%. В связи с чем, в настоящей работе основное внимание уделяется выяснению особенностей геологического строения нефтегазоносных структур, а также причин, обусловивших быстрое обводнение залежей, и факторов, определяющих различие в продуктивности разных участков месторождений.
Диссертация основана на изучении геолого-геофизических и промысловых материалов скважин, пробуренных на месторождениях Ровенско-Краснокутского вала. Более половины из них расположены на месторождении Белокаменное. Около половины оставшихся скважин принадлежит Лимано-Грачевскому месторождению. Данные по скважинам, пробуренным на других месторождениях, использовались как материал, дополняющий информацию о геолого-геофизических особенностях строения структур Ровенско-Краснокутского вала.
Комплексное использование тектонического анализа и геолого-геофизических методов на основе современных представлений о роли геодинамических процессов, влияющих на структурные особенности строения залежей, дает возможность по новому оценить перспективность нефтегазоносности Ровенско-Краснокутского вала с целью выявления высокопродуктивных участков в рифогенных телах позднедевонского возраста.
Цель работы: выявление особенностей геологического развития, строения и продуктивности позднедевонских отложений Ровенско-Краснокутского вала для прогноза высокодебитных участков месторождений углеводородов (УВ).
Для достижения цели были поставлены и решены следующие задачи:
-
обобщение и анализ геолого-геофизического материала;
-
реконструирование эволюции структуры продуктивных пластов месторождений, установление наличия или отсутствия унаследованности в развитии структур и этапов структурных перестроек;
3. картирование карстовых образований и выяснение их связи с
продуктивностью скважин;
-
определение значимых признаков продуктивности разреза на основе расчета множественных коэффициентов корреляции;
-
создание многомерной модели месторождения. Определение положения высоко-, средне- и низкопродуктивных участков в многомерном пространстве значимых геологических признаков.
Научная новизна диссертационной работы состоит в том, что
-
установлено, что резкие изменения структурных планов локальных поднятий происходили на фоне их унаследованного развития;
-
во время перерывов в осадконакоплении на осушенной поверхности карбонатов развивались карбонатные коры выветривания и палеокарстовые процессы, приведшие к изменению коллекторских свойств карбонатных пород;
3. локальные тектонические процессы, при формировании поднятий
приводят к образованию высоко-, средне- или низкопродуктивных участков в
пределах месторождений.
Практическая значимость:
1. выявлены и закартированы участки палеокарста на месторождении
Белокаменное, которые характеризуются высокой продуктивностью;
2. разработанные модели высоко- , средне- и низкопродуктивных участков
позволяют повысить эффективность разработки месторождений.
Защищаемые положения.
1. Три этапа перестроек структурного плана и сепаратное развитие
склонов локальных структур Ровенско-Краснокутского вала;
2. Общая геологическая модель месторождений Ровенско-Краснокутского
вала, построенная на основе выделения этапов активизации геодинамических
процессов, отражает связь морфологии поверхности продуктивного горизонта с
определенными типами пород (карстогенными породами и реликтами кор
выветривания), обладающими повышенной проницаемостью и
продуктивностью;
3. Генетическое различие, обусловившее продуктивность отдельных
участков месторождения УВ.
Исходный материал. В основу диссертации положены результаты интерпретации каротажного материала по 125 скважинам Ровенско-Краснокутского вала, большинство из которых - наклонные. В диссертации использованы или учтены данные многочисленных опубликованных работ, фондовые материалы ОАО «Саратовнефтегаз» о пробуренных на исследуемой территории скважинах, о разбуренных структурах и месторождениях за период с 1936 по 2002 год. Упорядочены и систематизированы данные лромыслово-геофизических исследований, результаты испытания скважин, материалы
петрографических анализов керна и результаты эксплуатации Белокаменного месторождения в целом за период с 1989 года по 2005.
Методы исследования. Диссертация основана на широком использовании геологических данных в цифровом виде. Поскольку часть первичных материалов находилась на бумажных носителях - они были переведены в форму, пригодную для ввода в компьютер. В конечном счете, все данные были сведены в несколько цифровых координатно-привязанных баз данных в программных комплексах Tigress, предоставленном фирмой Tigress, IRAP RMS, предоставленном фирмой ROXAR, географических информационных системах: ArcGis9, предоставленной фирмой Дата+, и PARK 6, предоставленной фирмой Ланеко и Easy Trace, предоставленной фирмой Easy Trace.
При выявлении особенностей геологической истории рассматриваемого района использовался классический анализ мощностей. Корреляция геофизических разрезов скважин проведена с помощью модуля Well Correlation and Zonation программного комплекса Tigress.
Апробация и публикации работы. Основные результаты исследований автора докладывались на научном семинаре ИПНГ РАН и научных конференциях: научно-практической конференции "Малоизученные нефтегазоносные регионы и комплексы России" (Москва, 2001); на семинаре пользователей TIGRESS 2002 (Звенигород, 2002); на молодежной конференции 2-е Яншинские чтения "Современные вопросы геологии" (Москва, 2002); на Всероссийской конференции "Генезис нефти и газа" (Москва, 2002); на 56-ой Межвузовской студенческой научной конференции "Нефть и газ - 2002" (Москва, 2002); на Международном симпозиуме "Комплексная безопасность России - исследования, управление, опыт. (Москва, 2002); на молодежной конференции 3-й Яншинские чтения "Современные вопросы геологии" ( Москва, 2003); на 5-й Международной конференции "ГАЗПРОМ 2003" (Москва, 2003); на научной конференции аспирантов, молодых преподавателей и сотрудников ВУЗов и научных организаций "Молодежная наука -нефтегазовому комплексу" (Москва, 2004); на восьмой международной конференции "Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа" (Москва, 2005); на международном совещании "Геология рифов" (Сыктывкар, Республика Коми, Россия, 2005); на семинаре пользователей TIGRESS 2005 (Московская обл., п.Вороново, 2005). Опубликована статья "Влияние геодинамических напряжений и палеокарста на высокую продуктивность скважин месторождений Ровенско-Краснокутского вала" в журнале "Геология, геофизика и разработка нефти и газа", № 3-4,2006г.
Структура и объем работы.
Работа состоит из 5 глав, введения, заключения, сопровождается 63 рисунками, 5 таблицами и списком литературы из 107 наименований на русском и иностранных языках, объем 140 страниц.
Автор приносит благодарность научному руководителю доктору геолого-минералогических наук, профессору Ульмасваю Ф.С. Автор выражает глубокую признательность доктору геолого-минералогических наук Шахновскому И.М. за наставничество, неоценимую помощь в написании работы, искренне благодарит академика Дмитриевского А.Н за внимание и поддержку, д.г.-м.н. Сидоренко Св.А., вед. инж. Добрынину С.А., к.г.-м.н. Виноградову Т.Л., к.г.-м.н. Пунанову С.А., к.г.-м.н. Шиловскую Т.И., к.ф.-м.н. Баренбаума Аз.А. и других сотрудников лаборатории анализа осадочных бассейнов ИПНГ за помощь в работе над диссертацией. Автор признателен д.г.м.н. Русецкой Н.Н., д.г.-м.н. Смирновой М.Н., к.г.-м.н. Никонову А.И., к.х.н. Яковлевой О.П., к.г.-м.н. Юровой М.П., д.г.-м.н. Шустеру В.Л., д.т.-н. Максимову В.М., Кошевке С.С., Швецовой З.С., Муха О.П. и др. за содействие и ценные советы в процессе работы над диссертацией.
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза отложений Ровенско-Краснокутского вала
Тульский горизонт состоит из переслаивания песчаников, аргиллитов, известняков и алевролитов. Песчаники темно-серые, кварцевые, средне- и крупнозернистые, в разной степени глинистые, пиритизированные, средней крепости. Аргиллиты от темно-серых до черных, песчанистые, тонкослоистые, крепкие, слабослюдистые. Известняки темно-серые, микрокристаллические, трещиноватые, битуминозные, с включением обломков раковин брахиопод, остракод, редко - раковин Bisphaeras. Алевролиты темно-серые, глинистые, в разной степени песчанистыми, с тонкими линзо-видными прослоями пиритово-глинистого материала. Толщина горизонта составляет до 103 м.
Верхний подъярус визейского яруса представлен окским горизонтом, который состоит из известняков серых, разнокристаллических, плотных, крепких, прослоями слабоглинистых, доломитизированных - в верхней части разреза, ниже - чередование известняков серых и темно-серых, аргиллитов и песчаников. Аргиллиты от темно-серых до черных, крепкие, песчанистые, слабо слюдистые. Песчаники серые и кремовато-серые, кварцевые, мелко- и среднезернистые, средней крепости, с запахом УВ. Толщина подъяруса составляет от 6 до 70 м. (скв.5,6-Лимано-Грачевские, скв. 33- Белокаменная).
Серпуховский ярус представлен протвинским горизонтом, состоящим из известняков светло- и буровато-серых, неравномерно перекристализованных, кавернозных, с размерами каверн 1-2 мм, сильно битуминозных, часто глинистых, с запахом УВ, биоморфно-детритовых, с большим содержанием обломков члеников криноидей, иногда остатков водорослей и створок остракод. Толщина горизонта составляет от 100 до 136 м.
Среднекаменноугольный отдел объединяет отложения башкирского яруса и московского ярусов, залегающие на размытой поверхности отложений нижнего отдела карбона.
Башкирский ярус включает черемшано-прикамский и мелекесский горизонты. Черемшано-прикамский горизонт состоит, в основном, из известняков серых, разнокристаллических, плотных, крепких, прослоями слабоглинистых, доломитизированных, сильно битуминозных, биоморфно-детритовых, с большим содержанием обломков члеников криноидей, иногда остатков водорослей и створок остракод. Толщина горизонта составляет от 50 до 135 м.. (скв. 28- Белокаменная)
Мелекесский горизонт сложен аргиллитами серыми, алевритистыми, плотными, известковистыми, пиритизированными, средней крепости, мелкослюдистыми, с раковистым изломом, тонкослойчатые, с тонкими редкими прослоями песчаника. Пирит встречается в виде крупных конкреций и в тонкорассеянном виде. Толщина горизонта достигает 58 м. (скв. 12-Белокаменная)
Московский ярус включает нижний и верхний подъярусы. Отложения яруса залегают на размытой поверхности пород башкирского возраста.
Нижний подъярус представлен еврейским и каширским горизонтами.
Верейский горизонт сложен аргиллитами темно-зеленовато-серыми, плотными, тонкослоистыми, слабослюдистыми, с редкими прослоями алевролитов, ниже - переслаивание песчаников серых, мелкозернистых, кварцевых, массивных и алевролитов темно-серых, песчанистых, ниже по разрезу - прослои доломитов коричневато-серых, пористых. Толщина горизонта -179-226 м.
Каширский горизонт состоит из чередования известняков серых, скрытокристаллических, органогенно-обломочных, песчаников буровато-серых, мелкозернистых, кварцевых, слабоглинистых, аргиллитов светлосерых, плотных, слоистых, с маломощными прослоями серых алевролитов. Породы залегают с перерывом на размытой поверхности черемшано-прикамских отложений. Толщина горизонта составляет 146-176 м.
Верхний подъярус включает подольский и мячковский горизонты. Подольский горизонт сложен известняками серыми и темно-серыми, скрытокристаллическими, органогенно-обломочными, глинистыми, доло-митизированными, с прослоями темно-серых, плотных аргиллитов. Толщина горизонта составляет 168-183 м.
Мячковский горизонт состоит из известняков серых, мелкокристаллических, органогенно-обломочньгх, глинистых, доломитизированных, с прослоями темно-серых, плотных аргиллитов. Толщина горизонта - 134-163 м.
Верхнекаменноугольный отдел Гжельский ярус состоит из известняков серых и доломитов светлосерых, органогенно-обломочньгх, мелкокристаллических, с прослоями глин темно-серых. Отложения данного возраста залегают с перерывом на размытой поверхности мячковских пород. Толщина яруса составляет 271-405 м.
Пермская система включает нижний и верхний отделы. Породы залегают на размытой поверхности каменноугольных отложений. Нижний отдел представлен ассельским, сакмарским, артинским и кунгурским ярусами. Ассельский ярус состоит из известняков светло-серых, почти белых, среднекристаллических, кавернозно-пористых, с прослоями доломита серого с коричневато-бурым оттенком, с битуминозными примазками. Толщина яруса составляет 26-68 м. Сакмарский ярус состоит из известняков светло-серых, доломитизированных, скрытокристаллических, крепких, с редкими мелкими кавернами, заполненными кальцитом и черным углистым материалом, с редкими прослоями доломитов. Толщина яруса - 41-72 м. Артинский ярус. В верхней части разреза - ангидриты голубовато-серые, скрытокристаллические, плотные, ниже - чередование аргиллитов светло-серых и известняков светло-серых, доломитизированных, скрытокристаллических. Толщина яруса составляет 66-95 м.
Нефтегазоносность Ровенско-Краснокутского вала
Это связано с тем, что в конце франского и начале фаменского времени происходило заполнение бассейна по периферии рифогенных отложений толщей компенсации, представленной глинисто-карбонатными отложениями уметовско-линевского и задонско-елецкого возраста.
Толщина уметовско-линевской толщи компенсации над рифогенной постройкой уменьшается до нуля, а толщина задонско-елецких отложений уменьшается с 407 м до 61 м. Окончательная нивелировка сложного рельефа произошла в данково-лебедянское время.
При изучении генетической природы месторождений Ровенско-Краснокутского вала к представленным выше структурным особенностям позднедевонского рифа присоединяется еще одна - замкнутость залежи нефти, расположенной в ней. За пределами рифогенной постройки, развиты депрессионные фации. Они вскрыты в скважине 3 и являются флюидоупорами. Водонефтяной контакт определен на абсолютной отметке -3557. Он подтвержден опробованием: в скважине 5, где с нижней отмети интервала перфорации -3557 получена безводная нефть и в скважине 8, где с верхней отметки интервала перфорации - 3558 получен приток воды. В то же время, та же скважина 5, проработав "с контакта" шесть лет, добыла свыше 300 тыс.т нефти фактически без воды (около 2 тыс.м ). Аналогичные результаты получены по другим скважинам. Причинами отсутствия заметного внедрения подошвенной воды в залежь являются: во-первых, наличие прослоев непроницаемых пород в приконтурной зоне (в большинстве скважин, вскрывших водонефтяной контакт непроницаемые интервалы между нефтью и водой составляют от 4 до 35 метров); во-вторых, вероятность образования флюидонепроницаемых экранов в зонах контакта нефти и подошвенной воды в результате происходивших здесь физико-химических процессов. Таким образом, исходный режим нефтяной залежи Белокаменного месторождения близок к замкнуто-упругому.
Исследуя опубликованные результаты изучения образцов пород, взятых на месторождении Белокаменное, отмечено присутствие многочисленных остатков водорослей: Ggirvanelba Litania Tchusovensis Malarh et Tchuv, Nodosinella Tssinella и другие [58]. Встречены остатки фауны: Archaesphaera minima Sul, Bisphaera elegans Bir., Paraturammina tuberculata Lip., Cribrospheroide sp. и др. Эти данные являются первым свидетельством рифового происхождения структуры и совпадают с пониманием рифа Кузнецовым В.Г. : «Риф представляет собой сложное сооружение, в основе которого лежит органогенная постройка. Однако полностью из биогермных известняков состоят биогермы, а в рифах кроме биогермных структур, образованных скелетами и выделениями организмов-рифостроителей - водорослей, кораллов, строматопороидей, мшанок, археоцеат, губок, рудистов и др., биоморфных пород, образованных фораминиферами, брахиоподами, криноидеями и др.» [44], «Водоросли и цианобактерии ... присутствуют среди активных рифостроителей, как каркасных, так и корковых, обволакивающих; водоросли являются также пассивными рифостроителями, поставляя значительные количества мелкозернистого карбонатного материала, а также механически улавливая и предохраняя от разноса хемогенный и органогенный материал. Крайне важным является и опосредованное влияние водорослей, которые благодаря фотосинтезу создают геохимические условия, благоприятные для процессов карбонатонакопления. ... вероятно, разнообразие функций водорослей и цианей - осадителей карбонатного материала обусловливает то обстоятельство, что именно они, создали первые в истории Земли органогенные постройки, являются ведущей группой рифостроителей в течение всей геологической истории и присутствуют практически во всех, или по крайней мере в абсолютном большинстве органогенных сооружений, являясь нередко доминирующими» [51].
«В периоды субаквального положения и собственно роста рифов, смена во времени популяций рифостроящих организмов, вертикальные и латеральные изменения и смены фаций, определяют перемежаемость биогермных образований с пачками детритовых и микрозернистьгх известняков, ведут к слоистому чередованию в разрезе пород с разной структурой пустотного пространства и различными значениями коллекторских свойств. Вторичная перекристаллизация и наложенная доломитизация усложняют, но как правило не ликвидируют эти неоднородности.
В итоге в теле крупных рифовых массивов формируется пластовое или чаще линзовидно-пластовое размещение зон с высокими коллекторскими свойствами, разделенных пачками с более низкими значениями пористости и проницаемости или даже достаточно плотными породами.» [46, 50].
При корреляции продуктивных отложений месторождения Белокаменное выявлено пластовое и линзовидно-пластовое чередование зон с высокими коллекторскими свойствами, разделенных пачками с более низкими значениями пористости и проницаемости или плотными породами. Наличие нефтегазоносных прослоев и линз является вторым свидетельством рифового происхождения пород-коллекторов (рис.18,19,20,21).
Палеоструктурный анализ формирования современной структуры месторождений Ровенско-Краснокутского вала
Формы карста на рифе весьма разнообразны: колодцы, воронки, долины — преобладают среди отрицательных форм; типичный тропический карст (или "обратный" карст) тяготеет к лагунным фациям и представлен башенными, коническими и грибообразными, останцовыми формами. Встречаются также и карровые поля, но карры не имеют такой правильной формы, как в карсте умеренных широт, скорее это хаотически расположенные лунки, желобки, пики и грядки. В теле поднятых рифов формируются многочисленные карстовые полости, туннели, соединяющие карстовые воронки и долины с поверхностью моря [49,50].
В зависимости от палеоструктурного плана, древних климатических и географических условий коры выветривания протерозойского или палеозойского возраста в сводах антиклинальных структур достигают либо максимальных толщин, либо полностью срезаются [102]. В последнем случае на склонах структуры формируются геологические тела из продуктов разрушения сводовых участков (перспективные как ловушки углеводородов при выполнении условия "коллектор-покрышка"). Центральная (разрушаемая) часть свода (выступа) может не являться коллектором и быть экраном. Из вышесказанного следует, что ловушки в образованиях эрозионного генезиса могут формироваться как в сводах, так и по периферии размываемых антиклинальных структур, приуроченных к приподнятым участкам тектонических блоков фундамента. При этом основную роль в генезисе коллекторов играют процессы выщелачивания (включая палеокарст) и выветривания. Поверхности несогласия при этом являются региональными экранами. Образование различных типов ловушек углеводородов, включая и формирующихся в палеоморфоструктурах, связано с этапами тектонической эволюции бассейнов осадконакопления, а на каждом этапе - с определенными тектоническими, тектоно-фациальными и палеогеографическими областями. Ловушки углеводородов, к которым приурочены известные нефтяные и газовые месторождения и связанные морфологически с элементами палеорельефа, относятся к тектоническим формам [95].
В пределах Белокаменной структуры развиты поровые, каверново-поровые и трещинно-поровые типы коллекторов. Но наиболее развиты высокоемкие коллектора порового и каверново-порового типа, так как они связаны с биогермными постройками [93].
Значения пористости изменяются в пределах 2.4% (скв.36)-20.4% (скв.37). Средневзвешенное значение в целом по пласту составляет 4.6%), для продуктивной части пласта - 4.0%.
По ГИС величина коэффициента пористости составляет 7.4% в целом по пласту; 6.8% - для продуктивной части. Данная величина принята для подсчета запасов.
Проницаемость по керну определялась в скважинах 5,16,20,30,37. Значения изменяются от 0.15хЮ"12 м2 до 811.93х10"12 м2 (скв.37). Среднее значение составляет 0.180x10"12 м2.
По промысловым данным величина проницаемости изменяется от 0.00443ХІ0"12 м2 (скв.7) до 0.329х10"12 м2 (скв.12). Среднее значение составляет 0.067x10"12 м2 . Значительная разница между определениями проницаемости указывает на развитую в коллекторах трещинноватость, неоднократно отмеченную при изучении данных анализа керна [81].
По ГИС (геофизические исследования скважин) значение насыщенности составляет 88.6%. По керну имеется только одно определение насыщенности в скв.1, оно составляет 83%.
Средневзвешенная по площади нефтенасыщенная толщина в пределах контура нефтеносности в целом по залежи составила по категории Cj -59 м, по категории Сг -29.5 м.
Количество продуктивных пропластков изменяется от 7-8 (скв.55,100) до 60-61 (скв. 15,20). Толщина каждого пропластка изменяется от 0.4-0.6 м до 93 м (скв.4); их суммарная эффективная толщина - от 44.8 м (скв.81) до 154.6 м (скв. 15).
Расхождение средних значений параметров по разным методам исследований имеет следующее объяснение. Трещиновато-кавернозные породы представляют большую сложность для полноценного отбора керна. Хотя проходка с отбором керна осуществлялась в достаточно большом объеме, вынос керна составлял, в среднем, всего 22%. Очевидно, что при этом выносились преимущественно плотные разности. Поэтому из 280 исследованных образцов установленным кондициям коллектора соответствовали всего 87 образцов определений пористости и 11 определений проницаемости. Очевидно, что полученные средние значения по керну являются заниженными и целесообразно использовать средние значения проницаемости, среднюю пористость и нефтенасыщенность по геофизическим исследованиям скважин.
Для карбонатных толщ, в том числе - рифогенных, насыщенных перерывами накопления осадков, характерно широкое развитие карста. Для Ровенско-Краснокутского вала многие исследователи, объясняя особенности геологического развития, особенности распределения дебитов нефти и продвижения воды при заводнении, указывали на вероятность присутствия карста. В опубликованной литературе отсутствуют материалы, где карст был бы закартирован в пределах того или иного месторождения.
Анализируя структуру поверхности продуктивного евлано-ливенского горизонта Белокаменного месторождения было предположено, что участки с развитыми карстогенными структурами должны отличаться от прочих участков повышенными значениями крутизны склонов. Для диагностики карстогенных структур с помощью указанного признака, рассчитаны значения крутизны поверхности евлано-ливенского горизонта (рис.51). Обращает на себя внимание наличие нескольких участков значительной крутизны. Сопоставление значений крутизны со значениями дебитов показало наличие между ними зависимости: высокие дебиты получены на участках с высокой крутизной склонов евлано-ливенских отложений (рис.52). Для исследования зависимости проведена детальная корреляция скважин, расположенных в участках значительной крутизны поверхности (рис.53). Установлено, что действительно от районов с относительно высоким расположением кровли горизонтов происходит резкое понижение рельефа. В кровле евлано-ливенского горизонта в участках резких понижений отмечается наличие маломощного глинистого горизонта с резко повышенными значениями естественной радиоактивности ГК (гамма-каротажа). Это может свидетельствовать о наличии элювиального горизонта в реликтах карбонатных кор выветривания (рис.54). Как известно, карстовые коллектора отличаются высокой емкостью и проницаемостью, что определяет высокие дебиты вскрывающих их скважин. Зависимости продуктивности скважин от расстояния от обнаруженных карстовых образований, показали, что действительно, по мере приближения к границам карста дебиты растут (рис.55).
При анализе факторов, влияющих на продуктивность было обнаружено, что на участке с высокими дебитами нефти (участок, отмеченный красной линией) наблюдается относительно высокая пористость, средние значения плотности пород и обводненности (рис.56,57). Также высокие дебиты приурочены к склонам с высокой и средней крутизной евлано-ливенских пород.
Естественно природная группировка геологических факторов и их связь с продуктивностью месторождений
Дальнейший процесс решения поставленной задачи проводился с помощью программы PARK6, которая решает задачу, принимая во внимание следующие допущения: 1. закономерность размещения высоко- (низко-) продуктивных участков является стохастическим, среди признаков не существуют таких, которые однозначно указывали на высокую (низкую) продуктивность. Роль любого отдельно взятого признака ограничивается таким образом, что его неблагоприятные значения не могут полностью подавить совокупность благоприятных значений других признаков. 2. допускается возможность существования высокопродуктивных (низко-) участков в любой точке продуктивного пласта месторождения. 3. предполагается, что генетически, литологически неизвестные типы продуктивных участков встречаются очень редко и не могут существенно повлиять на характер распределения признаков на всей исследуемой территории.
Однотипные низкопродуктивные (высоко-) участки образуются при сходных геологических процессах и локализуются в сходных ситуациях. Кратко опишем формальную постановку задачи распознавания, использующуюся в системе PARK6, и алгоритм решения задачи.
Формальная постановка задачи: Имеется конечное множество объектов-ячеек (А), на которые разделена территория месторождения. Каждому элементу из множества А соответствует множество описаний Х\ -значений признаков. Каждый признак может принимать значения, попадающие в п,- градаций. Множество А содержит подмножества Т -эталонных объектов и S - исследуемых объектов. Следует отметить, что объекты множества Т принадлежат к определенному классу Ні (в нашем случае Hi - класс высоко- или низкопродуктивный), а объекты множества S могут принадлежать как классу Н так и к классу Н2 (непродуктивный). В процессе решения задачи множество Т может быть разделено на два непересекающихся подмножества М и N, где М - подмножество обучающих объектов, а N - подмножество контрольных.
Необходимо оценить объекты из множества исследуемых объектов S по критерию сходства с объектами, принадлежащими подмножеству обучающих объектов М множества Т (множество эталонных объектов).
Для реализации решения поставленной задачи в системе PARK6 последовательно выполняются следующие операции: 1. Вычисление рабочих градаций каждого признака. Для каждого признака находится разбиение диапазона значений такое, чтобы пересечение гистограмм признака на классах Н] (высоко- или низкопродуктивный) и Н2 (непродуктивный) было минимальным; 2. Оценка информативности каждой рабочей градации всех исходных признаков; 3. Оценка значимости признаков на основе данных значимости градации признака (характеристика, учитывающая частоту встречаемости градации); 4. Выделение информативной совокупности признаков, в которую включаются признаки, удовлетворяющие одному из следующих условий: a. включение признака увеличивает число правильных диагностируемых контрольных объектов; b. если все контрольные объекты правильно диагностируются набором признаков, уже включенных в информативную совокупность, и добавление признака увеличивает среднюю сумму оценок градаций включенных признаков на объектах контроля. 5. Формирование оптимальной модели объектов класса Hi (Высоко или низкопродуктивный) по результатам отбора. Под оптимальной моделью понимается упорядоченное описание отличительных свойств объектов класса. В состав оптимальной модели входит одна, с наибольшей значимостью, градация каждого признака, вошедшего в информационную совокупность признаков; 6. Вычисление величины меры сходства (количественная оценка степени подобия рассматриваемой ячейки оптимальной модели) с оптимальной моделью для всех объектов, принадлежащих множеству исследуемых объектов S; 7. Построение карты меры сходства комплекса признаков любой ячейки рассматриваемой территории с оптимальной моделью.
В результате проведенных расчетов при выбранных эталонах получены оптимальные модели высокопродуктивных и низкопродуктивных участков. Модели представляют собой список геологических признаков, характерных для тех или иных участков, с оценкой их значимости и информативности (таблицы 2, 3, 4, 5). Как отмечалось в разделе 5.3, при анализе корреляционных зависимостей между геологическими признаками высоко- и низкопродуктивных участков для высокопродуктивных участков значимыми являются первичные, седементагенные признаки (толщины пород, отметки кровель, пластовое давление и т.д.). Они же оказались значимыми и для распознавания высокопродуктивных участков. Аналогично для низкопродуктивных участков характерна значимость палеоструктурных признаков.
