Содержание к диссертации
Введение
1. Оценка нефтегазоматеринского потенциала берриас-валанжинских отложений 6
2. Прогнозирование нефтеносности ачимовских тел по геохимическим критериям 36
3. Характеристика нефтей ачимовской толщи 58
4. Построение геолого-математических моделей прогноза нефтеносности по миграционно-аккумуляционным критериям 77
5. Использование вероятностно-статистических моделей для анализа перспектив нефтегазоносности выявленных ловушек 129
Заключение 183
Библиографический список 185
- Оценка нефтегазоматеринского потенциала берриас-валанжинских отложений
- Прогнозирование нефтеносности ачимовских тел по геохимическим критериям
- Характеристика нефтей ачимовской толщи
Введение к работе
Актуальность проблемы. На территории деятельности ТПП «Когалымнефтегаз» в связи с возрастающей степенью изученности значительно усложнились условия поисков месторождений нефти и газа, так как все крупные и средние антиклинальные структуры в основном обнаружены и опоискованы глубоким бурением. Определенный резерв углеводородов может быть связан со сложно построенными ловушками в ачимовских отложениях. Ачимовская толща на данной территории вскрыта рядом скважин, часть из которых располагается в зонах, где эти отложения нефтеносны, а часть - на площадях, где нефтеносность отсутствует. Для повышения успешности поисковых работ необходимо их научное обоснование на основе количественной оценки нефтегазоносности недр с учетом условий формирования и закономерностей размещения скоплений углеводородов. Достоверный прогноз нефтегазоносности ачимовских ловушек можно осуществлять за счет использования различных по геологическому смыслу критериев. При использовании различных критериев необходим единый подход к совместному использованию разнородной информации, получаемой разными методами, а такие задачи можно решать только с использованием вероятностно-статистических методов. Разработка методов оценки нефтегазоносности ачимовских тел до ввода их в глубокое бурение весьма актуальна в условиях снижения коэффициента успешности нефтепоисковых работ.
Целью настоящей работы является научное обоснование использования геолого-математических моделей прогноза нефтегазоносности ачимовских тел на территории деятельности ТПП «Когалымнефтегаз».
Основные задачи исследований для достижения поставленной цели заключаются в следующем:
1. Установление критериев, определяющих нефтегазоносность ачимовских тел.
2. Статистическое обоснование построения вероятностно-статистических моделей на основе комплексного использования геохимических, миграционных и аккумуляционных критериев.
3. Построение многомерных геолого-математических моделей для прогноза нефтегазоносности ачимовских отложений.
4. Оценка перспектив нефтеносности выявленных ачимовских ловушек на территории деятельности ТПП «Когалымнефтегаз».
Научная новизна работы заключается в том, что на основании изучения баженовских и берриасс-валанжинских отложений обоснован комплекс информативных критериев, контролирующих нефтегазоносность ачимовских тел; установлены количественные связи между вероятностью нефтегазоносности ачмовских отложений и этими критериями. Исследовано комплексное влияние геохимических, миграционных и аккумуляционных факторов, определяющих нефтегазоносность ачимовских тел. Показана эффективность использования разработанных геолого-математических моделей для оценки нефтегазоносности для выявленных ачимовских ловушек в пределах территории деятельности ТПП «Когалымнефтегаз».
В диссертационной работе защищаются следующие положения:
1. Комплекс геохимических, миграционных и аккумуляционных критериев, контролирующих нефтегазоносность ачимовских тел.
2. Вероятностно-статистические модели прогноза нефтегазоносности ачимовских тел.
3. Схемы прогноза нефтегазоносности в пределах выявленных ловушек в ачимовской толще на территории деятельности ТПП «Когалымнефтегаз».
Практическая значимость положений и выводов, приводимых в диссертации, заключается в том, что они позволяют повысить геолого-экономическую эффективность поисковых работ на нефть и газ.
Структура диссертационной работы соответствует основным направлениям исследований.
В работе выполнена оценка нефтематеринского потенциала берриас-валанжинских отложений с помощью детального вероятностно-статистического анализа характеристик ОВ этих отложений.
Кроме этого, в данной работе обоснована возможность использования характеристик ОВ берриас-валанжинских отложений для прогноза нефтеносности ачимовских толщ. Обоснованием использования характеристик ОВ берриас-валанжинских отложений может служить наличие в этих породах аллохтонных битумоидов. По мнению автора работы, процессы субвертикальной миграции УВ из баженовской нефтематеринской свиты через подачимовские породы различного литологического состава могут по-разному изменить в них состав ОВ. Явление дифференциации ОВ в породах различного состава повышает информативность его при оценке нефтеносности ачимовских толщ.
При разработке методики вероятностно-статистической оценки нефтеносности ачимовских отложений использовано несколько различных разработанных автором методов оценки информативности характеристик органического вещества.
Кроме этого, в работе выполнен детальный статистический анализ состава нефтей ачимовской толщи. Полученные результаты анализа, вероятно, также помогут более обоснованно оценивать перспективы нефтегазоносности ачимовских отложений.
Далее с помощью детального вероятностно-статистического анализа установлены критерии, описывающие процессы субвертикальной миграции УВ из баженовской свиты и геологические условия, которые позволяют мигрирующим УВ накопиться и сохраниться в пределах ачимовских тел.
Проведенный анализ позволил построить многомерную математическую модель, учитывающую геохимические, миграционные и аккумуляционные критерии, которая позволила определить комплексную вероятность нефтегазоносности в пределах выявленных ачимовских тел.
Реализация работы. Предлагаемые методы прогноза внедрены в ТПП «Когалымнефтегаз» и использованы при проектировании поисковых работ на нефть и газ.
Апробация работы и публикации. Основные положения диссертационной работы докладывались на ежегодных региональных научно-технических конференциях ПГТУ (Пермь, 2005 - 2006), ПГУ (Пермь, 2006), на научно-практических конференциях ХМАО (Ханты-Мансийск, 2003 - 2006), а так же на международных научных конференциях (Москва, 2004), (Геленжик, 2004 - 2005), (Казань, 2006).
Автором опубликовано 37 научных работ, в том числе по теме диссертации - 14 работ.
Всем, кто способствовал выполнению работы, автор выражает свою искреннюю признательность.
Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения. Текст изложен на 198 страницах машинописного текста, иллюстрирован 98 рисунками и содержит 51 таблицу. Список литературы включает 163 наименования.
Оценка нефтегазоматеринского потенциала берриас-валанжинских отложений
К настоящему времени оценке нефтегазоматеринского потенциала берриас-валанжинских отложений, главным образом, ачимовской толщи не уделялось должного внимания. Считалось, что залежи углеводородов в ачимовской толще образовались исключительно за счет нефтегенерирующего потенциала баженовских отложений [27, 85, 89, 94]. Действительно, по количеству и качеству органического вещества (ОВ) берриасские и особенно валанжинские отложения значительно уступают баженовским отложениям [112]. По данным СНИИГГиМС среднее содержание СОРГ в глинистых породах валанжина составляет 0,3 - 0,5%. Наибольшее его содержание (более 0,5%) приурочено к северной периферии территории исследований. Остальная площадь характеризуется значениями С0рг в пределах 0,3 - 0,4% на породу. В песчаниках и алевролитах наблюдается аналогичное распределение по площади С0рг, но его содержание значительно ниже. На севере и западе содержание СОРГ составляет 0,2 - 0,3%, на остальной части - менее 0,2% на породу. Отметим, что в составе ОВ валанжина отмечается резкое преобладание гумусового окисленного ОВ.
Катагенетическая преобразованность ОВ берриаса и валанжина определялась на основании пересчета от содержащих углистые прослои, а берриасских отложений - с применением специально построенной шкалы катагенеза и химического состава керогенов. Это позволило установить, что катагенетическая преобразованность ОВ берриаса изменяется от МК] до МК2, а валанжина - от ПК до MKi. Отложения берриаса и низов валанжина находятся в начале главной фазы нефтеобразования (ГФН) лишь в наиболее погруженных частях территории исследований. На гипсометрически приподнятых участках валанжинские отложения не могут являться нефтепроизводящими не только из-за низкой преобразованности ОВ, но и в связи с его высокой окисленностью, особенно в песчано-алевролитовых отложениях.
В глинистых отложениях валанжина содержание хлороформенного битумоида БХл изменяется от 0,01 до 0,03% на породу. Максимальные значения БХл 0,03% наблюдаются в западной части территории исследований. В песчаниках и алевролитах содержание БХл значительно ниже и варьирует от 0,01 до 0,005% с тенденцией увеличения с юга на север от 0,005 до 0,01%. В составе этих битумоидов отмечается значительное количество эпигенетических битумоидов.
Все вышеизложенное показывает, что берриас-валанжинские отложения, в отличие от нефтематеринских баженовских отложений, только при определенных условиях могут быть отнесены к нефтематеринским породам. Поэтому в данной главе рассмотрим возможность диагностики этих пород в отношении нефтематеринского потенциала (НГМП) с помощью пирометрического метода в варианте «Рок-Эвал».
Для решения первой задачи метод «Рок-Эвал» достаточно часто используется именно как диагностический [66]. Суть его состоит в том, что исследуемая порода, содержащая ОВ, нагревается при программируемой скорости нагрева в токе инертного газа. В интервале до 300С возгоняются свободные или слабосвязанные УВ, образуя на выходе интегральный пик (обозначим как Si). В интервале 300С - 650С отрываются входящие в структуру керогена углеводородные цепочки (пик S2). Фиксируемая температура Ттах соответствует максимуму скорости выделения УВ в пике S2. Температура Ттах хорошо коррелируется со степенью превращенности ОВ, поэтому автор использовал его для определения отражательной способности витринита (Ryr0)- Данные пиролиза являются интегральными характеристиками ОВ: пик S\ соответствует массе УВ, генерируемого в процессе катагенеза, пик S2 соответствует остаточному нефтегазогенерационному потенциалу. Аналогами S\ и S2 в первом приближении являются соответственно выход битумоида и выход смолы полукоксования по Фишеру. Величина S\ представляет собой часть исходного ОВ, образующегося в зоне катагенеза. Величина S2 - другая часть потенциала, которая не была трансформирована в УВ в природных условиях. Сумма Si и S2 является количественной мерой суммарного нефтегазогенерационного потенциала материнских отложений. В табл. 1.1 приведена качественная классификация пород по S] и S2, а также по содержанию органического углеводорода по Н.В. Лопатину (1997).
Прогнозирование нефтеносности ачимовских тел по геохимическим критериям
При решении задачи прогноза нефтегазоносности по геохимическим критериям в качестве эталонной выборки использовались данные по двум группам участков. Первая группа - это участки, на которых в пределах ачимовских отложений пробурены скважины и обнаружены скопления углеводородов (нефтеносные зоны). Вторая группа - участки, на которых также пробурены скважины, но в пределах ачимовских отложений залежей нефти не обнаружено (пустые зоны). Все анализируемые показатели на этих объектах имеют соответствующие разновидности в количественном и качественном выражениях. По каждому показателю нефтегазоносные и пустые объекты разделены на группы согласно разновидностям конкретного показателя. Далее произведен расчет частости появления объектов /-й разновидности Xj-ro показателя, представляющей собой отношение количества объектов, попавших в определенную разновидность, к общему числу объектов. Расчет сделан отдельно по нефтеносным и пустым зонам. Информативность исследуемых критериев определялась по статистикам Стьюдента - / и Пирсона - х2. Формулы для определения информативности по критериям t и х2 приведены в главе 1 данной работы. Будем считать, что критерий считается информативным, если %2p %2t , tp tt. Значения %2, и /, определяются в зависимости от количества объектов обучения и уровня значимости (а = 0,05). Автором данной работы выполнен также статистический анализ показателей для нефтеносных и пустых зон [112, 113]. Оценка информативности определялась тремя различными способами. Первый способ заключался в том, что для каждого интервала варьирования по семи используемым показателям определялась интервальная вероятность принадлежности к нефтегазоносным зонам (Рнз), затем она сопоставлялась со средними интервальными значениями показателей: С0РГАИ, БХЛАИ, РА = БХлИ/ С0РГАИ, RVTn для аргиллитов и, аналогично, для песчаников и алевролитов. По значениям Рнз» СОРГ А И др. определялся парный коэффициент корреляции г. Оценка значимости коэффициента г производилась по критерию ґ. В дальнейшем по данным уравнениям регрессии определялся процент правильного распознавания при условии, что для нефтяных зон правильным считается распознавание, когда Рт 0,5, а для пустых зон -когда РНз 0,5. Кроме того, при Pm = 0,5 определялось значение показателя, которое считалось граничным, если связь между РНз и изучаемым показателем являлась статистически значимой. Например, по битумоидному коэффициенту РА ДЛЯ аргиллитов связь с Рт является статистически значимой (г = 0,82; tp tt); критическое значение рк составляет 4,72%. При рк 4,72% зоны являются в основном нефтяными, при Рк 4,72% - пустыми. В случае, когда связь между Рт и другими показателями статистически незначимая, для оценки можно также определить граничное значение, но в этом случае оно может даже не иметь никакой связи с нефтеносностью. Например, для алевролитов и песчаников также по рп значение г = -0,11; граничное значение равно 5,045%, но оно для нефтегазоносных зон меньше, чем для пустых. Второй метод - использование для прогнозов вероятностных кривых. Процент правильного распознавания с помощью построенных вероятностных кривых приведен в табл. 2.1. В нем заложен тот же принцип, что и при определении с помощью линейных моделей. Третьим методом явилось использование линейного дискриминантного анализа, сущность которого изложена в главе 1. Линейные дискриминантные функции и процент правильного распознавания приведены в табл.2.1. Статистические характеристики по критериям С0рг п, Бхл, PA, RVT ДЛЯ аргиллитов и совместно алевролитов и песчаников приведены в табл.2.1. Видно, что средние значения по СОРГ п для нефтеносных зон и пустых зон по критерию / отличаются (t/tt = 1,12). В то же время нефтяные и пустые зоны по СОРГ ПО критерию /2 статистически между собой не отличаются (х2/ yft 1). Изучение построенной линейной модели показывает наличие значимой корреляции между Рт и С0рг, т.е. по мере повышения значений СОРГ нефтегазоносность закономерно увеличивается. Критическое значение по линейной модели равно 0,399% и находится между средними значениями для нефтегазоносных и пустых зон (см. табл. 2.1). Вероятностная кривая по данному критерию приведена на рис. 2.1.
Из рис. 2.1 видно, что в интервале от 0,28% до 0,38% зависимость между Рнз и С0рг А имеет практически линейный вид при значениях по РНз от 0,05 до 0,5; затем при увеличении значений С0рг А интервал варьирования по Рт значительно ниже (от 0,5 до 0,68). Наличие двух различных участков изменения Рт от С0рг А вызывает необходимость описать соотношение между ними в виде нелинейной связи. Линейная дискриминантная функция приведена в табл. 2.1. Она дает такой же процент распознавания, как линейная и нелинейная модели.
Из табл. 2.1 видно, что средние значения БХл для аргиллитов в пределах нефтяных и пустых зон несколько отличаются, причем по критерию / это отличие незначимо. Здесь необходимо отметить, что распределение нефтяных и пустых зон по критерию х2 статистически отличается, что свидетельствует о том, что данный признак является информативным. Связь между Рц и БХл сильная, статистически значимая. Правильное распознавание, полученное по данной модели, составляет 66,26%, при очень большом варьировании по вероятности (0,18 - 0,90). Вероятностная кривая для аргиллитов по БХл приведена на рис. 2.2. Отсюда видно, что при увеличении БХл значение вероятности закономерно повышается от 0,08 до 0,9 .
Характеристика нефтей ачимовской толщи
В данном разделе главы рассмотрены вопросы изменения характеристик нефтей ачимовской толщи северных частей Сургутского и Нижневартовского сводов, Ярсомовского прогиба [106,107,112,113], расположенных на территории деятельности «Когалымнефтегаза» (рис.3.1). Это нефти Конитлорской, Южно-Конитлорской, Северо-Кочевской, Кочевской, Тевлинской, Русскинской, Когалымской, Ягунской, Восточно-Ягунской, Икилорской, Равенской, Ватьеганской, Западно-Котухтинской, Выинторской и Повховской площадей. Проведенные исследования показали, что по своим физико-химическим характеристикам состав исследуемых нефтей весьма разнообразен (табл. 3.1). Из табл. 3.1 видно, что плотность нефтей изменяется в широком диапазоне от 0,829 г/см3 до 0,912 г/см3. Статистические характеристики физико-химических свойств и группового состава по крупным тектоническим элементам приведены в табл. 3.2, а по площадям, где имеется достаточно данных для статистической обработки, - в табл. 3.3. Наиболее легкая нефть (р = 0,829 г/см3) обнаружена на Нижневартовском своде, наиболее тяжелая - на Сургутском (р = 0,912 г/см ). Средняя плотность нефтей на Сургутском своде несколько выше, чем на Нижневартовском своде и Ярсомовском прогибе. Максимальное среднее содержание серы приурочено к нефтям Ярсомовского прогиба, содержание парафинов для рассматриваемых тактонических элементов достаточно близко. Среднее значение фракции (НК - 200С и НК - 300С) выше на территориях Ярсомовского прогиба и Нижневартовского свода, чем Сургутского свода. Среднее содержание смол и асфальтенов как для тектонических элементов, так и по отдельным площадям изучаемой территории также отличается (см. табл. 3.2, 3.3). Отметим, что в северовосточном направлении плотность нефтей несколько уменьшается.
В групповом углеводородном составе нефтей ачимовской толщи содержание метанонафтеновых УВ изменяется от 46% (Равенская пл., скв. 103) до 67% (Когалымская пл., скв. 27) (см. табл. 2.14). Наименьшим содержанием характеризуются нефти Ярсомовского прогиба (Равенская пл.). Повышенное содержание этих УВ отмечается в нефтях Сургутского (Когалымская пл.) и Нижневартовского (Выинтойская пл.) сводов. В нефтях Ярсомовского прогиба наблюдается увеличение доли нефтеноароматических УВ.
С целью получения комплексного различия по свойствам нефтей по Сургутскому и Нижневартовскому сводам исследованы данные, приведенные в табл. 3.1. Они были подвергнуты более детальному статистическому анализу с помощью пошагового Л ДА. Здесь была получена следующая разделяющая каноническая дискриминантная функция:
