Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Краткие сведения о методах подсчета запасов 9
Глава 2. Факторы, влияющие на погрешность подсчета запасов. Оценка точности подсчета запасов 19
Глава 3. Исследование факторов, определяющих удельные запасы нефти 27
3.1. Исходные данные для проведения исследований 27
3.2. Зависимость удельных запасов от эффективной нефтенасыщенной толщины 28
3.3. Зависимость удельных запасов от значений коэффициента пористости 30
3.4. Зависимость удельных запасов от значений коэффициента нефтенасыщенности 31
3.5. Методика оценки запасов через значения эффективных нефтенасыщенных толщин 37
3.6. Количественная оценка достоверности предлагаемой методики подсчета запасов 41
3.7. Исследование зависимостей удельных запасов от эффективной нефтенасыщенной толщины для разведочных и эксплуатационных скважин 44
3.8. Оценка минимального количества скважин, необходимых для оценки запасов 52
3.9. Исследование зависимостей удельных запасов от эффективной нефтенасыщенной толщины в ЧНЗ и ВНЗ 53
Глава 4. Угловой коэффициент (tga) как информативный параметр 55
4.1. Геологический смысл углового коэффициента 55
4.2. Особенности зависимости удельных запасов от эффективной нефтенасыщенной толщины в отложениях разного возраста 57
4.3. Особенности зависимости удельных запасов от эффективной нефтенасыщенной толщины в разных фациальных обстановках.. 60
Глава 5. Особенности изменения тангенса угла наклона на площади ... 63
Заключение 82
Список использованных источников 83
- Краткие сведения о методах подсчета запасов
- Факторы, влияющие на погрешность подсчета запасов. Оценка точности подсчета запасов
- Зависимость удельных запасов от эффективной нефтенасыщенной толщины
- Особенности зависимости удельных запасов от эффективной нефтенасыщенной толщины в отложениях разного возраста
Введение к работе
Актуальность работы. Подсчет запасов нефти лежит в основе проектирования разработки нефтяных месторождений. Он необходим для правильной оценки объема и направления капитального строительства на каждом нефтяном промысле.
В современном мире, из всех методов подсчета запасов, наибольшее распространение получил объемно-дифференцированный метод. С одной стороны, он является довольно простым, но с другой стороны, представляет собой сложную и многоплановую задачу, основанную на решении ряда смежных вопросов нефтепромысловой геологии, физики пласта, физики и химии нефти и газа и др.
В настоящее время наиболее популярны два способа подсчета запасов:
-
объемно-дифференцированный метод (построение и перемножение цифровых подсчетных параметров в виде карт 2D).
-
метод на основе цифровых геологических и фильтрационных моделей (3D).
На практике для подсчета запасов, оперативного подсчета, оценки запасов в блоках и в отдельных участках разреза необходимо выполнять трудоемкий комплекс детальных исследований керна, флюидов, газа и др., с целью обоснования методов определения подсчетных параметров. В этой связи остается актуальным вопрос экспресс-оценки запасов с требуемой для практики точностью.
Цель работы. Разработка метода экспресс-оценки начальных геологических запасов нефти с точностью, сопоставимой с точностью подсчета запасов методами, принятыми ГКЗ. Основные задачи исследования:
-
Анализ факторов, определяющих удельные запасы нефти1
-
Исследование зависимости удельных запасов от составляющих формулы подсчета запасов
-
Анализ зависимостей удельных запасов от эффективной нефтенасыщенной толщины для разведочных и эксплуатационных скважин, в чистонефтяной (ЧНЗ) и водонефтяной зонах (ВНЗ), в отложениях разного возраста, в разных фациальных обстановках
-
Разработка методики экспресс-оценки запасов при региональных исследованиях нефтеперспективных районов
-
Оценка достоверности предлагаемой методики подсчета запасов нефти
1 Удельные запасы нефти - это запасы, приходящиеся на единицу площади в районе каждой скважины (в нашем случае на 25 га = 500x500м)
Научная новизна:
-
Установлены устойчивые связи удельных запасов с эффективными нефтенасыщенными толщинами для стратиграфических комплексов, фациальных зон продуктивных отложений Западной Сибири, обеспечивающие повышение точности оценки запасов.
-
Предлагается методика оперативной оценки запасов, основанная на создании эталонных зависимостей эффективных нефтенасыщенных толщин от удельных запасов нефти.
-
Разработана методика оперативной оценки запасов при региональных исследованиях на основе нового информационного параметра (tga -угловой коэффициент) и региональных литофациальных карт.
Методы решения поставленной задачи. Для выполнения работы с целью выявления главной компоненты, влияющей на величину удельных запасов нефти, был проанализирован фондовый материал более 50 месторождений (-90 залежей нефти) Западной Сибири. Рассмотрены группы пластов разных возрастов, формировавшихся в разных фациальных обстановках, материалы разной статистической представительности. При анализе фондового материала использовалось специализированное программное обеспечение - MSExcel, Statistics Corel DRAW, DV-Geo.
Практическая ценность работы: Методика оперативной оценки запасов, описанная в работе, может успешно применяться на различных стадиях разведки и разработки нефтяных месторождений:
-
На ранней стадии поисков и разведки при региональных исследованиях возможна оценка вероятного количества запасов по эталонным зависимостям углового коэффициента, привязанным к литофациальным зонам.
-
На этапе доразведки и при оперативном подсчете запасов - может служить самостоятельным инструментом расчета количества прироста или списания запасов.
-
На этапе разработки является простым и достаточно точным инструментом оперативной инженерной оценки запасов в пределах кустов, блоков, участков разреза и т.д.
Предложенные в диссертации методические подходы применялись при совместных работах с Научными центрами повышения нефтеотдачи пластов и мониторинга и проектирования разработки ОАО «ВНИИнефть» для обоснования выбора скважин-кандидатов для проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ), разработки мероприятий по снижению обводненности продукции, при подготовке проектных документов и технико-экономического обоснования коэффициента извлечения нефти (ТЭО КИН) ("Дополнение к технологической схеме разработки Западно-Усть-Балыкского месторождения",
"ТЭО КИН Тайлаковского месторождения Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа - Югра", "Технологическая схема разработки Ачимовского месторождения" и др.). Работы выполнялись при непосредственном участии диссертанта в лаборатории анализа и разработки месторождений (Научный центр мониторинга и проектирования разработки ОАО «ВНИИнефть»).
Основные защищаемые положения:
-
Метод оперативной оценки запасов нефти, основанный на устойчивых связях удельных запасов с эффективными нефтенасыщенными толщинами, позволяет дать оценку запасов УВ сырья на различных стадиях геологического изучения осадочных бассейнов.
-
Выявленные для территории Среднего Приобья закономерности (эталонные зависимости) изменения состава и строения осадочных толщ на основе разработанного метода, позволяют оперативно оценивать запасы нефти с достаточной для практики точностью, при погрешности относительно принятых ГКЗ РФ методов подсчета запасов не более 10-15%.
-
Установленные тесные связи значений тангенса угла наклона линии уравнения регрессии эталонных зависимостей удельных запасов от эффективных нефтенасыщенных толщин с условиями осадконакопления и литофациальными зонами по Среднему Приобью позволяют проводить достоверную прогнозную оценку запасов потенциальных месторождений в пределах крупных региональных (тектонических) структур.
Апробация работы. Результаты работы представлены на VI Международной научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Молодые - наукам о Земле» (РГГРУ, Москва, 2012). Главные результаты исследования выносились на обсуждение на заседаниях кафедры Месторождений полезных ископаемых и их разведки (РУДН), в том числе в полном виде на официальной предзащите диссертации. Они опубликованы в тематических сборниках издательства РУДН.
Личный вклад автора. Личный вклад диссертанта заключался в сборе, подготовке, систематизации исходных данных, выполнении обработки статистических массивов, анализе и описании полученных результатов.
Публикации. По теме диссертации опубликовано 3 статьи в рецензируемых журналах, рекомендованных ВАК РФ, и одна статья в сборнике тезисов доклада VI Международной научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Молодые - наукам о Земле» (РГГРУ, Москва, 2012).
Структура и объем работы. Работа состоит из введения, пяти глав, посвященных обоснованию защищаемых положений, и заключения общим
объемом 86 печатных страниц, включает 25 рисунков, 6 таблиц и список литературы, состоящий из 36 наименований.
Благодарности. Автор глубоко признателен и благодарен своему научному руководителю Денисову Сергею Борисовичу за помощь при постановке задачи исследования, непрерывное научное сопровождение и консультации при выполнении диссертационной работы. Так же автор благодарен сотрудникам научного центра мониторинга и проектирования разработки ОАО «ВНИИнефть» (Денисов СБ., Евдокимов И.В., Попова Е.А., Сгибова Д.С, Тюмкина М.А.) за помощь в решение научных вопросов по теме диссертации. Диссертант выражает благодарность сотрудникам кафедры Месторождений полезных ископаемых и их разведки РУДН (Дьяконов В.В., Абрамов В.Ю. и др.) за знания, полученные в предыдущих этапах образовательного процесса и помощь в решении вопросов в области фундаментальной науки геологии.
Краткие сведения о методах подсчета запасов
Впервые подсчет запасов нефти объемным методом в 1888 г. выполнил горный инженер A.M. Коншин [4]. В его работе отражены результаты подсчета по Ильскому и Крымскому районам Кубани. Второй подсчет запасов был выполнен тем же автором по старым Бакинским площадям. В этом подсчете впервые в мировой практике была применена статистика, а сам метод, основанный на ее использовании, впоследствии В.В. Билибиным был назван статистическим [4].
Среди работ начала 20 века следует отметить подсчет запасов объемным методом по Грозненскому району, выполненный И.Н. Стрижевым (1905 г.), и подсчет запасов тем же методом по Грозненскому и Майкопскому районам, осуществленный СИ. Чарноцким в 1916 - 1917 гг. и опубликованный в 1922 г. В последствии работы по подсчету запасов в нашей стране стали проводиться систематически.
В 1928 - 1932 гг. произошли заметные изменения в области развития и совершенствования методов подсчета запасов. Проводились многочисленные конференции по этой тематике под общим руководством СИ. Миронова. В результате был усовершенствован объемный метод, и создан его объемно-статистический вариант. В тот период разработка залежей велась на естественном режиме, поэтому наиболее точным считался метод подсчета запасов по кривым производительности.
В послевоенные годы развитие объемного метода шло по пути совершенствования методик определения параметров, создания новых методов промыслово-геофизических исследований и т.п. Одновременно в практику подсчета запасов стали внедряться методы, основанные на принципе материального баланса. В значительной мере этому способствовала публикация работ М.А. Жданова в 1949 г. и В.Н. Щелкачева в 1952 г. Эти методы широко применялись в тех районах, где геологи столкнулись с коллекторами сложного типа (на месторождениях Грозного, Ставропольского края, Украины).
В 1962 г. большим коллективом геологов (Н.И. Буялов, В.Г. Васильев, Ы.С. Ерофеев и др.) были проведены работы, результатом которых стало объединение всех имеющиеся сведений в области методов прогнозирования запасов нефти и газа. Это сыграло огромную роль в постановке работ по подсчету прогнозных запасов во всем мире, а также последующему совершенствованию классификаций и методов подсчета.
70-е годы характеризуются дальнейшим развитием методов подсчета запасов нефти, газа и конденсата. Совершенствование объемного метода осуществлялось в направлении повышения достоверности определения отдельных параметров. Появились новые, более информативные методы промыслово-геофизических исследований. Подсчет запасов нефти и газа объемным методом на ЭВМ становится обычным явлением.
Определенный прогресс наметился в практике подсчета запасов нефти и газа методами, основанными на принципе материального баланса. Вступление многих залежей в старых нефтяных районах страны в позднюю стадию разработки стимулировало развитие статистических методов по данным разработки залежей в поздней стадии.
До 1985 года вопросы подсчета запасов и оценки ресурсов рассматривались в отдельных разделах учебников М.А. Жданова «Промысловая геология нефти и газа», «Ыефтегазопромысловая геология»; «Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа». А в 1985 году в связи с необходимостью более полного освещения методов подсчета запасов и оценки ресурсов нефти и газа был издан первый учебник по подсчету запасов нефти и газа - И.С. Гутман «Методы подсчета запасов нефти и газа» [4, 5, 6].
Факторы, влияющие на погрешность подсчета запасов. Оценка точности подсчета запасов
Задача оценки погрешности при подсчете (пересчете) запасов становится все более актуальной. Во-первых, этого требуют международные классификации запасов. Во-вторых, знание погрешностей (или лучше функции распределения) запасов открывает дорогу к корректной геолого-экономической оценке достоверности и рисков для извлекаемых запасов [15]. В-третьих, просчеты в определении значений запасов и параметров залежей могут привести к нерациональным затратам при разработке, а недостаточно точная методика подсчета запасов не позволит судить о полноте отработки залежей, т.е. о размерах потерь нефти и газа в недрах.
Рассмотренная в предыдущей главе общепринятая методика подсчета запасов объемным методом предполагает использование формулы (1.1). Ыа искомое число (геологические запасы) оказывают влияние в той или иной степени все компоненты этой формулы. Точность их определения зависит от многих факторов, например от изученности геологического строения залежи, вида и качества применяемого оборудования, точности методик интерпретации ГИС, а также представительности керна. Немного остановимся на составляющих формулы: Площадь нефтеносности (залежи) (S) определяют на основании данных о положении контуров нефтеносности, которые устанавливаются на основе уровня ВНК по данным комплекса промыслово-геофизических исследований, результатов опробований скважин и данным анализа кернов. Особое значение при этом приобретают результаты поинтервального опробования. За нижнюю границу ВНК принимается граница, выше которой фазовая проницаемость для нефти выше нуля. Площадь нефтеносности оценивается как погрешностью структурных построений, так и погрешностью уровня ВПК. Завышение отметки ВНК приводит к уменьшению площади нефтеносности, а занижение - к увеличению. [16] Эффективная нефтенасыщенная толщина (пэф„) - это суммарная толщина нефтенасыщенных прослоев, обладающих эффективной пористостью. Определяется по данным комплекса ГИС (электрические, радиоактивные, акустические и другие методы), керна и результатами опробования скважин. По этим данным также определяются положение ВНК, кондиционные значения пористости и проницаемости [5]. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина (hcp.„) определяется внутри контура запасов каждой категории и вычисляется как средневзвешенная по площади.
Коэффициент открытой пористости (к„) зависит от объёма сообщающихся между собой пор. Коэффициент пористости устанавливается, как правило, двумя путями: либо как среднее значение по данным анализов керна (прямой метод), либо по результатам ГИС по одной из выбранных методик (сложное косвенное измерение).
Коэффициент нефтенасыщеииости (к„) - отношение объема нефти в образце породы к суммарному объему пор в этом же образце. Точность определения коэффициента зависит во многом не только от выбора способа расчета средней величины, но и надежности обоснования самого метода. Коэффициент нефтенасыщеииости пород с достаточной точностью определяется в лабораторных условиях и по данным промыслово-геофизических исследований, в частности по данным метода сопротивлений [17].
Пересчетный коэффициент (9) - величина, обратная объемному коэффициенту пластовой нефти, учитывающая усадку нефти. Наиболее точно определяется по данным лабораторного исследования глубинных проб пластовой нефти, отобранных непосредственно из интервалов перфорации. Обработка результатов исследований заключается в установлении закономерностей изменения свойств пластовых нефтей по площади и высоте залежи, в соответствии с чем определяется и среднее значение параметра [18].
Плотность нефти в стандартных условиях (р). Среднюю плотность нефти в стандартных (поверхностных) условиях следует рассчитывать по пробам нефти из скважин, вскрывших залежь при разведке и расположенных равномерно по всей площади залежи. В процессе разработки залежи и обводнения ее пластовыми и нагнетаемыми водами происходит увеличение плотности нефти. Представительные значения плотности в отдельных скважинах могут быть установлены как по глубинным, так и по рекомбинированным пробам. Значения плотности нефти широко используются для расчетов объемного коэффициента пластовой нефти [2]. Естественно, что при определении значений компонентов подсчетной формулы невозможно получить абсолютно точных/истинных значений, это связано с погрешностями измерений (оценка отклонения измеренного значения величины от её истинного значения). Погрешность измерения считается характеристикой (мерой) точности измерения. Высокая точность измерений соответствует малым погрешностям как систематическим, так и случайным. По причине возникновения можно выделить следующие виды погрешности: Инструментальные / приборные - погрешности, которые определяются погрешностями применяемых средств измерений и вызываются несовершенством принципа действия, неточностью градуировки шкалы, ненаглядностью прибора, и. т.д. Методические - погрешности, обусловленные несовершенством метода, а также упрощениями, положенными в основу методики. У Субъективные / операторные / личные - погрешности, обусловленные степенью внимательности, сосредоточенности, подготовленности и другими качествами оператора [19]. По характеру проявления выделяют:
Случайная погрешность - погрешность, меняющаяся (по величине и по знаку) от измерения к измерению. Случайные погрешности могут быть связаны с несовершенством приборов (трение в механических приборах и т. п.), с особенностями самой измеряемой величины, и др. Величина случайной погрешности вычисляется существующими методами теории погрешностей измерений. Она может быть при необходимости уменьшена до желаемой величины разными способами, однако полностью исключить ее из результата определения невозможно, так как ее знак всегда остается неизвестным [7].
Зависимость удельных запасов от эффективной нефтенасыщенной толщины
Для оценки связи запасов и эффективной нефтенасыщенной толщины строились соответствующие графики зависимости значений колонок (8) и (13) таблицы 3.1. Примечание: Уравнение регрессии - это уравнение линии, показывающее усредненные значения корреляционной зависимости между двумя параметрами. В нашем случае, уравнение является линейным, а линия - прямой. Q„- удельные запасы (т), Ьэф.н -эффективная нефтеиасыщенная толщина (м). В дальнейших изучениях зависимостей удельных запасов от эффективных нефтенасыщенных толщин для этой линии используется термин линия тренда. R" - коэффициент детерминации, обозначает разброс точек относительно линии регрессии (R"=l показывает что все точки лежат на регрессионной прямой, R"=0 - полный разброс точек). R - коэффициент корреляции. В результате анализа установлено, что: для отложений разного возраста и фациального состава уравнения регрессии различаются; значения коэффициента корреляции (R) достаточно высоки и находятся в пределах 0.92-0.97 при среднем значении 0.950 (значения коэффициента детерминации (R2) изменяются в пределах 0.85-0.94 при среднем значении 0.903).
На рисунке видно, что для 70% залежей массива значения R превышают 0.90 (что соответствует значению коэффициента корреляции 0.95). Таким образом, можно утверждать, что эффективные толщины имеют высокую корреляционную связь с удельными запасами, позволяющую по эффективным толщинам оценивать запасы с высокой достоверностью. Во всех рассмотренных случаях коэффициент корреляции R является высоким и значимым.
На рисунке видно, что зависимость удельных запасов от пористости имеет существенно размытый характер. Интервал вероятных значений удельных запасов для равных значений пористости возрастает с увеличением значений пористости, т.е. погрешность оценки запасов по значениям к„ существенно возрастает при увеличении пористости (доверительный интервал возможных значений удельных запасов расширяется с ростом к„).
Характер зависимости удельных запасов от пористости можно разделить на три группы: 1. Связь между изучаемыми параметрами отсутствует. Точки графика сосредоточены в области, которую можно вписать в окружность. В этом случае в целом для подсчета запасов оптимально использовать среднее значение пористости. В качестве примеров можно рассмотреть зависимости для пластов ПК22 , ПК18\ БП02" , БП8М, БП812. 2. Связь между параметрами имеется, но на графике с определенной долей вероятности можно построить две линии регрессии (пример, пласты АП,2"1, АП5 ). 3. Две группы множества точек, которые условно можно разделить на значения к„ 22% и значения к„ 22% (пример, пласт БП()М). В целом как информативный параметр пористость с достаточной для практики точностью не может быть использована для оценки удельных запасов по причине значительного диапазона доверительных значений удельных запасов.
Зависимость удельных запасов от нефтенасыщенности, как и для пористости, имеет существенно размытый характер. Интервал вероятных значений удельных запасов для равных значений нефтенасыщенности возрастает с увеличением значений нефтенасыщенности, т.е. погрешность оценки запасов по значениям к„ существенно возрастает при увеличении нефтенасыщенности (доверительный интервал возможных значений удельных запасов расширяется с ростом кн).
При анализе зависимостей удельных запасов от пористости и нефтенасыщенности по различным пластам (выборки от трех до 2500 скважин) значения коэффициентов корреляции оказались невысокими (около 0.5), но они признаются значимыми с вероятностью 95%. Несмотря на значимость корреляции использование этих зависимостей не допустимо, так как зависимость не линейная и большой разброс точек.
Особенности зависимости удельных запасов от эффективной нефтенасыщенной толщины в отложениях разного возраста
Как упоминалось выше, вид зависимости запасов от эффективных нефтенасыщенных толщин различен для возрастных категорий пород (рис.4.3). 4 6 8 10 12 14 16 18 2 Покурская свита (апт-альб-сеноман) - группа ПК (пласты ПК10, ПК1Ь ПК12, ПКіб, ПК18, ПК,9, ПК20, ГЖ22), группа АП (пласты АП3, АП4). Отложения покурской свиты сложены переслаивающимися слоями пестроцветных песчаников, алевролитов, аргиллитов, песков, глин. Среди песчаников преобладают мелко- и среднезернистые разности. Для отложений в целом характерны быстрая фациальная изменчивость, обилие в породах обуглившегося растительного детрита, линзочек и маломощных прослоев угля, желваков сидерита. Отложения свиты формировались в континентально-прибрежной обстановке. Продуктивная толща является сложным полифациальным комплексом пород, нижняя часть которого формировалась в условиях приморской аллювиальной-дельтовой равнины, а верхняя - в прибрежно-морской обстановке.
Алымская свита (нижний апт) - группа АВ (пласты АВЬ АВ2). Отложения пластов формировались в условиях обширной мелководной дельтовой равнины. Алымская свита состоит из двух частей. Нижняя подсвита сложена преимущественно песчаниками и алевролитами, верхняя подсвита - аргиллитами с частыми тонкими прослоями алевролитов.
Вартовская свита (верхний валанжин - нижний апт) - группа АП (АП5, АП6, АП7, АП9, АПю, АПп) и группа БП (БП0, БП,, БП2, БП4, БП5, БП6, БП7). Отложения свиты накапливались в прибрежно-морских условиях. С вартовской свитой связан шельфоеый этап осадконакопления. Вартовская свита подразделяется, на две подсвиты. В основании нижней подсвиты отложения представлены переслаиванием серых песчаников, алевролитов и аргиллитов, слагающих пласты группы БП. Группа пластов АП относится к верхней подсвите вартовской свиты.
Мегионская свита (берриас-валанжин) - группа БП (пласт БП8), Ач (пласт Ачг). Отложения мегионской свиты по своему строению относятся к клииоформам. Клиноформы в Западной Сибири представляют собой циклически построенную толщу, формирование которой происходило в относительно глубоководных условиях в результате бокового наращивания склонов бассейна. Отдельные клиноформы, сформировавшиеся в единичный цикл седиментации, подразделяются на шельфовую (ундаформу), склоновую часть и подножие шельфового склона (фондаформу). Фондаформенная часть сложена преимущественно аргиллитами и глинами, фондаформы -песчаниками и алевролитами. В нижней части фондаформ распространена ачшювская толща (пласт Ач2), образованная неравномерно переслаивающимися песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Верхняя часть свиты представлена неравномерно чередующимися песчано-алевролитовыми и глинистыми пластами (пласт БП8).
Васюганская свита (келловей-оксфорд) - группа ЮВ (пласт Юі). Накопление осадков свиты происходило в мелководно-морских условиях. Васюганская свита литологически делится на две части. Нижняя - сложена аргиллитами, верхняя часть представлена преимущественно песчано-алевролитовыми породами, с которыми и связана нефтеносность.
В ряде случаев при большом количестве скважин в группах пластов наблюдается разброс точек, который вероятнее всего связан с различными условиями седиментации на значительной площади месторождения. Соответственно, в данном случае требуется дополнительная классификация.
Как было показано выше, угол наклона линии регрессии зависимости удельных запасов от эффективной нефтенасыщенной толщины является характерной величиной для отложений определенного возраста, однако, даже в пределах одной возрастной группы к построению эталонных зависимостей следует подходить дифференцированно. Это объясняется тем, что пласты изучаемых массивов одного возраста (стратиграфического объема) имеют различный литологическии состав и структуру порового пространства, что связано с условиями седиментации, обусловленными определенными фациальными обстановками осадконакопления.
Дельтовые отложения представлены фациями подводных потоков (русел) (выделяются в пластах АП3, АП4, АПМ), дельтовых равнин (АП5, АП6, АВ2), смешанный характер седиментационных процессов (смена фациальных обстановок АП7, АП9, АПю), и системой дельтовых каналов (БП0). Таким образом, фациальные группы в данном случае выделены в разных стратиграфических объемах.
Во время формирования пластов группы ПК существенно изменилась седиментационная обстановка. Субаквальный режим обширных дельтовых равнин сменился на субаэральный режим осадконакопления, для которого характерно наличие речных систем, озерно-болотных равнин. В разрезе появляются пропластки и пласты углей, характерные для субаэральных аллювиал ьно-озерно-болотных равнин.
Фация суши включают в себя отложения, формировавшиеся на аллювиальной равнине (ПК10, ПКц, ПК2, ПКі6, ПКі9, ПК20), в условиях русловых седиментационных моделях 1, 2 и 3 типов (ПКі8), наступающей авандельты (ПК22). К фациям шельфа отнесены отложения устьевого бара или фронтальных песчаных валов (БП021), дистальной части дельтовой системы (БП02"2), фации потоков (БПі), фации песчаных проток аквальной части дельтовой равнины (БП2, БП4), собственно шельфовые в обстановке дельтовой равнины (БП5, БП6, БП7), и удаленной части шельфа (переходные фации) (АВі). Фации клиноформ представлены отложениями передового бара дельтовой системы (система баров и песчаных валов) (БПа, Ач2). Таким образом, угловой коэффициент линии регрессии несет информацию о геологических условиях осадконакопления, фациальных ассоциациях. Выводы: Угол наклона (или его функция) линии регрессии графиков зависимости удельных запасов от эффективных нефтенасыщенных толщин в возрастной группе отложений определяется фациальной обстановкой осадконакопления. Таким образом, зависимости удельных запасов от эффективных нефтенасыщенных толщин на территории Западной Сибири классифицируются нами по возрасту отложений, при этом тангенсы углов наклона линий регрессии имеют значимые различия (более 10%). Второе защищаемое положение: Выявленные для территории Среднего Приобья закономерности изменения состава и строения осадочных толщ на основе разработанного метода, позволяют оперативно оценивать запасы нефти с достаточной для практики точностью, при погрешности относительно принятых ГКЗ РФ методов подсчета запасов не более 10-15%. Глава 5. Особенности изменения тангенса угла наклона на площади Как было рассмотрено ранее, углы наклона (угловые коэффициенты) линий тренда зависимостей удельных запасов от пэф„ различны для разных пластов и групп пластов и определяются возрастом, и условиями осадконакопления коллекторов, что было показано на отложениях отдельных месторождений и залежей в их пределах, то было целесообразно провести анализ зависимости тангенса угла наклона от условий седиментации (фациальных обстановок). Решение данной задачи объективно возможно в плоскости региональных исследований одновозрастного интервала разреза.
