Геологическое строение, нефтегазоносность и анализ точности подсчета запасов нефти пласта ВЧ1+2, ВЧ1, ВЧ2 блока 2 Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения

Преображенский пласт обладает низкой проницаемостью, что затрудняет освоение скважин и выяснение его насыщения. В большинстве скважин притоки получены после кислотных обработок.

По состоянию изученности на 01.01.07 г. доказано наличие трех нефтяных залежей.

Осинский горизонт

Вскрыт всеми пробуренными на месторождении скважинами. В скважине № 30 горизонт ассимилирован траппами. Общая толщина горизонта 39,5-60 м. Для осинского горизонта характерны пластовые давления превышающие нормальное гидростатическое.

В осинском горизонте достоверно сохраняется только Могинско-Ленский разлом и разлом, пересекающий его в центральной части месторождения в направлении с юго-запада на северо-восток. Остальные оперяющие разломы в осинском горизонте затухают, в результате чего происходит соединение блоков (I+II; III+IV+V+VI; VII+VIII) и слияние приуроченных к ним залежей. На северо-востоке роль тектонического экрана в осинском горизонте играет грабен северо-западного простирания, вскрытый скважинами 82, 94, 95, унаследованный от подстилающих терригенных отложений.

На большей части площади Верхнечонского месторождения пласт осинского горизонта (ОС) является коллектором. Тип коллектора каверново-поровый. Открытая пористость пород по данным ГИС до 11.0-16.7 %, редко до 19.1-23.6 %, по лабораторным исследованиям - до 9.6-16.2 %, редко 18.0-19.9 %. Газопроницаемость преимущественно до 5-42 мД. Насыщение горизонта, также как и преображенского, определяется лишь при испытании в колонне с применением кислотных ванн, кислотных обработок.

Осинский горизонт опробован в 38 скважинах в процессе бурения. Из них в 8 получены притоки. В колонне горизонт испытан в 15 скважинах, в 14 из них получены притоки флюидов.

Получение промышленных притоков являлось основанием для выделения одной нефтяной и трех газоконденсатных залежей, по которым проведен подсчет запасов по категориям С1 и С2. Типы выявленных залежей пластовые, литологически и тектонически экранированные.



3.Специальная часть

3.1 Анализ точности подсчета запасов нефти пласта ВЧ1+2, ВЧ1, ВЧ2 блок 2 Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения

3.1.1 Подсчет запасов нефти пласта ВЧ1+2, ВЧ1, ВЧ2 блок 2 Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения

Методика выделения кондиционных пределов значений эффективных нефтенасыщенных толщин

Кондиционный предел - количественный критерий, определяющий границу коллектор - неколлектор. При установлении кондиционных пределов я использовал данные акустического каротажа (АК) и продуктивности по скважинам [1]. Это связано с тем, что на графике зависимости ГК (гамма - каротаж) от продуктивности скважины получаемое значение R2 (квадрат коэффициента корреляции) очень низкое, что является следствием слабой связи между ГК и продуктивностью (рис. 6). А на графике зависимости АК от продуктивности значение R2 достаточно большое и не значительно меняется при повторных пересчетах (рис. 7).

Рис. 6. График зависимости ГКконд от продуктивности

Гк - относительная амплитуда параметра ГК; з - удельная продуктивность скважин.



Рис. 7. График зависимости АКконд от продуктивности

Ак - относительная амплитуда параметра АК; з - удельная продуктивность скважин.

Для удобства сопоставления данных по множеству скважин воспользуемся относительной амплитудой аномалий [2]:

АК = (Акгч -Акгmin) / (Акгmax-Акгmin)

Где:

Ак -относительная амплитуда;

Акгч - конкретное значение интенсивности акустического каротажа в изучаемом пласте;

Акгmin - минимальное значение АК по скважине.

Акгmax - максимальное значение.

Для каждой скважины подсчитываем ДАк , затем находим графически зависимость ДАк от продуктивности скважины (рис. 7). Пересечение линии тренда с осью ординат - искомое кондиционное значение. Полученное значение - 0,68 отображаем на всех диаграммах акустического каротажа. Области диаграммы слева от линии АКконд соответствуют коллекторам (рис. 8.).

Рис. 8. Выделение коллектор по кондиционному значению

Определение эффективных нефтенасыщенных толщин - hn

Эффективные нефтенасыщенные толщины пластов определены по материалам промысловой геофизики с учетом кондиционного предела по АК, данных керна, результатов опробования и испытания скважин. Качественным критерием выделения пластов-коллекторов являлся набор типичных признаков на диаграммах ГИС, указывающих на радиальное проникновение в пласты фильтрата бурового раствора. Кроме этого, качественная характеристика коллекторов подтверждалась проведением гидродинамического каротажа. Плотные прослои, отмеченные на диаграммах микрометодов, из числа эффективных толщин исключались. Качественно охарактеризованные интервалы коллекторов оценивались на основе количественных критериев, установленных в результате лабораторных исследований керна и обработки данных испытания скважин. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина hн определялась внутри контура запасов (рис. 9, рис. 11, рис.13) и вычислялась как средневзвешенная по площади (рис. 10, рис. 12, рис. 14).



Рис. 9. Карта нефтенасыщенных толщин пласта ВЧ1+2 с учетом ошибки

Условные обозначения: - изолинии, - номер скважины, - линия разломов.

Рис. 10. Вероятностная модель распределения нефтенасыщенных толщин коллекторов пласта ВЧ1+2 ВЧ НГ

Мо-мода=6,2; Х-среднее=6,2

Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина для ВЧ1+2-6,2м



Рис. 11. Карта нефтенасыщенных толщин пласта ВЧ1 с учетом ошибки

Условные обозначения: - изолинии, - номер скважины,

- линия разлома.

Рис. 12. Вероятностная модель распределения нефтенасыщенных толщин коллекторов пласта ВЧ1 ВЧ НГ

На графике видно что нефтенасыщенная толщина изменяется экспоненциально. Следовательно средневзвешенная нефтенасыщенная толщина для ВЧ1 определяется по формуле: hср.вз=Xmax-Xmin/ln(Xmax/Xmin) [2]

Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина для ВЧ1 - 3,6м



Рис. 13. Карта нефтенасыщенных толщин пласта ВЧ2 с учетом ошибки

Условные обозначения: - изолинии, - номер скважины,

- линия разлома.

Рис. 14. Вероятностная модель распределения нефтенасыщенных толщин коллекторов пласта ВЧ2 ВЧ НГ

Мо-мода=3,5; Х-среднее=3,2

Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина для ВЧ2-3,2м

Определение площади нефтеносности - F

Площадь нефтеносности определялась на подсчетных планах, совмещенных со структурной картой по кровле коллекторов (рис. 15.) [3]. Площадь нефтеносности пласта ВЧ1+2 - 311291592 м2, ВЧ1 - 72624490 м2, ВЧ2 - 102056570 м2.



Рис. 15. Подсчетный план пластов ВЧ1+2, ВЧ1, ВЧ2 Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения

Условные обозначения: - границы лицензионного участка, - изогипсы горизонта ВЧ1+2, - Площадь распространения нефтенасыщенной толщи пласта ВЧ1+2, - линии разломов, - номер разломных блоков, - площадь распространения нефтенасыщенной толщи пласта ВЧ1, - площадь распространения нефтенасыщенной толщи пласта ВЧ2.

Определение количественных значений открытой пористости - Kpo

Коэффициент открытой пористости был рассчитан в два этапа по глубине в каждой скважине как средневзвешенное, а затем по площади месторождения, отдельно для пластов ВЧ1+2 (рис. 16, рис. 17), ВЧ1 (рис. 18, рис. 19) и ВЧ2 (рис. 20, рис. 21).

Рис. 16. Карта пористости пласта ВЧ1+2 с учетом ошибки

Условные обозначения: - изолинии, - номер скважины,

- линия разлома, - граница распространения нефтенасыщенной толщи пласта ВЧ1+2.

Рис. 17. Вероятностная модель распределения пористости коллекторов пласта ВЧ1+2 ВЧ НГ

Мо-мода=9; Х-среднее=9,8; Пористость ВЧ1+2=0,098.

Рис. 18. Карта пористости пласта ВЧ1 с учетом ошибки

Условные обозначения: - изолинии, - номер скважины,

- линия разлома, - граница распространения нефтенасыщенной толщи пласта ВЧ1.



Рис. 19. Вероятностная модель распределения пористости коллекторов пласта ВЧ1 ВЧ НГ .

Мо =6,1; Хср=6,2 Пористость ВЧ1 - 0,062

Рис. 20. Карта пористости пласта ВЧ2 с учетом ошибки

Условные обозначения: - изолинии, - номер скважины,

- линия разлома, - граница распространения нефтенасыщенной толщи пласта ВЧ2.

Рис. 21. Вероятностная модель распределения пористости коллекторов пласта ВЧ2 ВЧ НГ.

Мо =11; Хср=9,2. Пористость ВЧ2 - 0,092

Определение количественных значений нефтенасыщенности - Кn

Коэффициент нефтенасыщенности определялся по данным лабораторных исследований керна и результатов интерпретации ГИС. Для расчета брались средние значения: ВЧ1+2 - 0,854; ВЧ1 - 0,874; ВЧ2 - 0,835.

Определение значений пересчетного коэффициента - И

Пересчетный коэффициент определялся по данным лабораторных исследований проб нефти. Для расчета брались средние значения. Для ВЧ1+2 - 0,89; ВЧ1 - 0,94; для ВЧ2 - 0,85.

Определение значений плотности нефти - сn

Количественные значения плотности нефти определялись по данным лабораторных исследований проб нефти. Дегазированные нефти пласта ВЧ1 имеют среднюю плотность 0, 856; ВЧ2 - 0,848; ВЧ1+2 -0,854.

Подсчет запасов

Запасы нефти, газа и сопутствующих компонентов Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения блока II ВЧ1, ВЧ2, ВЧ1+2 подсчитаны объемным методом (табл. 4).



Таблица 4

Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти Верхнечонского месторождения блока II пластов ВЧ1+2, ВЧ1, ВЧ2

Горизонт	F, м2	h, м	Kpo, д.е	Kn, д.е	И, д.е	сn, г/см3	Геологические запасы
Блок 2							Q, м3	тыс. тонн
ВЧ1+2	311291592	6.2	0.098	0.854	0.89	0.854	122769618	104845.3
ВЧ1	72624490	3.6	0.062	0.874	0.94	0.856	11399619	9758.074
ВЧ2	102056570	3.2	0.092	0.835	0.85	0.848	18083397	15334.72
Итоги							152252634	129938

Таблица 5

Извлекаемые запасы Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения

Геологические запасы	Кизв	Извлекаемые запасы
Q, м3	тыс. тонн		тыс. т.
122769618	104845.3	0.409	42881.70871
11399619	9758.074	0.12	1170.968864
18083397	15334.72	0.43	6593.93004
152252634	129938		50646.60762

3.2 Статистический анализ точности подсчета запасов нефти пласта ВЧ1+2, ВЧ1, ВЧ2 блока 2 Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения

Для определения категории запасов проводим анализ точности подсчета запасов. Анализ осуществляется по значению относительной ошибки.

Исходные данные и результаты расчета сведены в таблицы.



Таблица 6

Таблица подсчетных параметров математической статистики

xi	ni	zi=ni/N	zi*xi	xi-xобщ	zi* (xi-xобщ)	zi* (xi-xобщ)2	zi* (xi-xобщ)3	zi* (xi-xобщ)4

Xi - случайная величина,

Zi - относительная частота встречаемости;

ni - число значений случайных величин в каждом классе;

N - общее количество случайных величин;

Xобщ =У Zi* Xi - общее среднее (центральное) положение модели;

D = У zi*(xi-xобщ)2 - дисперсия (неоднородность);

AS= У zi*(xi-xобщ)3 - асимметрия;

Ex = У zi*(xi-xобщ)4 - эксцесс (пикообразность);

H=-1* У zi*lnzi - энтропия (мера неопределенности модели);

у =v D - среднеквадратичное отклонение;

Eабс =vD/vN - абсолютная ошибка;

Еотн = (Xобщ/Eабс)*100% - относительная ошибка;

t - критерий стьюдента (при N меньше 37 равен 1) [3]

Если [AS/ у] < 3 и [Ex / у] < 3, то выполняется нормальный закон распределения случайных величин [3]. Данные эффективной нефтенасыщенной толщины, площади нефтеносности и открытой пористости были обработаны с помощью математической статистики. В виду большого количества расчетов в приложениях представлены примеры статистического анализа.

Рассчитываем ошибку подсчета запасов для нефтенасыщенных толщин и пористости. Для нефтенасыщенных толщин ошибку находим отдельно для ВЧ1+2, ВЧ1, ВЧ2:



Таблица 7

Таблица подсчетных параметров математической статистики для нефтенасыщенных толщин пласта ВЧ1+2

xi	ni	zi=ni/N	zi*xi	xi-xобщ	zi* (xi-xобщ)	zi* (xi-xобщ)2	zi* (xi-xобщ)3	zi* (xi-xобщ)4
12	13494247	0.042	0.504	5.756	0.2417	1.391	8.01	46.10
10	48193739	0.15	1.5	3.756	0.5634	2.116	7.95	29.85
8	67471234	0.21	1.68	1.756	0.3687	0.647	1.14	2.00
6	79037732	0.246	1.476	-0.244	-0.06	0.0146	0.00	0.00
4	61045402	0.19	0.76	-2.244	-0.4263	0.956	-2.15	4.82
2	52049238	0.162	0.324	-4.244	-0.6875	2.917	-12.38	52.56

Относительная ошибка рассчитывается по формуле:

Еотн = (Xобщ/Eабс)*100%

где:

Xобщ- общее среднее, Eабс - абсолютная ошибка

Еотн.ВЧ1+2 = 17,1% - относительная ошибка для нефтенасыщенных толщин пласта ВЧ1+2.

Таблица 8

Таблица подсчетных параметров математической статистики для нефтенасыщенных толщин пласта ВЧ1

xi	ni	zi=ni/N	zi*xi	xi-xобщ	zi* (xi-xобщ)	zi* (xi-xобщ)2	zi* (xi-xобщ)3	zi* (xi-xобщ)4
6	12243674	0.15	0.9	2.64	0.396	1.04544	2.76	7.29
4	31017306	0.38	1.52	0.64	0.2432	0.155648	0.10	0.06
2	38363510	0.47	0.94	-1.36	-0.6392	0.869312	-1.18	1,61

Еотн.ВЧ1 = 21,4% - относительная ошибка для нефтенасыщенных толщин пласта ВЧ1.

Таблица 9

Таблица подсчетных параметров математической статистики для нефтенасыщенных толщин пласта ВЧ2

xi	ni	zi=ni/N	zi*xi	xi-xобщ	zi*(xi-xобщ)	zi* (xi-xобщ)2	zi* (xi-xобщ)3	zi* (xi-xобщ)4
6	6902828	0.05	0.3	2.88	0.144	0.4147	1.19	3.44
4	66267154	0.48	1.92	0.88	0.4224	0.3717	0.33	0.29
2	62125457	0.45	0.9	-1.12	-0.504	0.5644	-0.63	0.71

Еотн.ВЧ2 = 18,4% - относительная ошибка для нефтенасыщенных толщин пласта ВЧ1+2.

Общая ошибка для нефтенасыщенных толщин рассчитывается по формуле:

Еотн.общ = vУ( Еотн1-n)2

Еотн.общ = v17,12 +21,42+18,62= 33,1%

По пористости ошибку находим отдельно для пластов ВЧ1+2, ВЧ1, ВЧ2:

Таблица 10

Таблица подсчетных параметров математической статистики для пористости пласта ВЧ1+2

xi	ni	zi=ni/N	zi*xi	xi-xобщ	zi* (xi-xобщ)	zi* (xi-xобщ)2	zi* (xi-xобщ)3	zi* (xi-xобщ)4
14	19277496	0.06	0.84	4.139	0.24834	1.02	4.25	17.6
13	23454286	0.073	0.949	3.139	0.229	0.71	2.26	7.08
12	27309785	0.085	1.02	2.139	0.181	0.38	0.83	1.7
11	44980823	0.14	1.54	1.139	0.159	0.18	0.21	0.23
10	52691821	0.164	1.64	0.139	0.022	0.0031	0.00	6.12
9	61045402	0.19	1.71	-0.861	-0.163	0.140	-0.12	0.10
8	48193739	0.15	1.2	-1.861	-0.279	0.519	-0.97	1.79
7	35342075	0.11	0.77	-2.861	-0.314	0.9	-2.58	7.3

Еотн.ВЧ1+2 = 6,3% - относительная ошибка по пористости пласта ВЧ1+2.

Таблица 11

Таблица подсчетных параметров математической статистики для пористости пласта ВЧ1

xi	ni	zi=ni/N	zi*xi	xi-xобщ	zi* (xi-xобщ)	zi* (xi-xобщ)2	zi* (xi-xобщ)3	zi* (xi-xобщ)4
8	21222367	0.26	2.08	1.72	0.4472	0.769	1.32	2.275
7	24487347	0.3	2.1	0.72	0.216	0.1550	0.11	0.080
6	28568572	0.35	2.1	-0.28	-0.098	0.0274	-0.01	0.002
5	7346204	0.09	0.45	-1.28	-0.1152	0.147	-0.19	0.241

Еотн.ВЧ1= 6,9% - относительная ошибка по пористости пласта ВЧ1.

Таблица 12

Таблица подсчетных параметров математической статистики для пористости пласта ВЧ2

xi	ni	zi=ni/N	zi*xi	xi-xобщ	zi* (xi-xобщ)	zi* (xi-xобщ)2	zi* (xi-xобщ)3	zi* (xi-xобщ)4
13	2761131	0.02	0.26	3.722	0.07444	0.277	1.03	3.838
12	18223467	0.132	1.584	2.722	0.3593	0.9780	2.66	7.2464
11	27611314	0.2	2.2	1.722	0.3444	0.5930	1.02	1.7585
10	23469617	0.17	1.7	0.722	0.1227	0.0886	0.06	0.0461
9	19327920	0.14	1.26	-0.278	-0.0389	0.0108	0.001	0.00083
8	15186223	0.11	0.88	-1.278	-0.1405	0.1796	-0.23	0.2934
7	12425091	0.09	0.63	-2.278	-0.205	0.467	-1.06	2.4235
6	10216186	0.074	0.444	-3.278	-0.2425	0.795	-2.61	8.5441
5	8835621	0.064	0.32	-4.278	-0.2737	1,1712	-5.01	21.435

Еотн.ВЧ2= 7,2% - относительная ошибка по пористости пласта ВЧ2.

Общая ошибка для пористости равна:

Еотн.общ = v6,3 2 +6,92+7,22=11,8%

Для остальных подсчетных параметров (S, kn , И, сн) подсчитываем среднюю ошибку:

Еотн.ср=(33,1%+11,8%)/2=22,45%

Общая ошибка подсчета запасов:

Еотн.общ=v33,12+11,82+4*22,452= 57%

Eобщ=Eminv7

Eобщ=11,8*v7=31,2% - минимальная ошибка

Что соответствует категории запасов С1 [2].

Запасы нефти пласта ВЧ1+2, ВЧ1, ВЧ2 блок 2 составляют: Q ВЧ1+2,ВЧ1,ВЧ2 = 129938тыс. т ±740064 тыс.т.



Заключение

Верхнечонское НГКМ характеризуется очень сложным геологическим строением:

Повсеместно происходит литологическое замещение глин на песчаники.

Месторождение осложнено целым рядом тектонических нарушений, произошли значительные тектонические постседиментационные движения.

Залежи структурно-литологического типа, часто изолированы в связи с тектоническими и литологическими экранами, плохими ФЕС, структурными ловушками.

Подсчитанные в дипломной работе запасы пластов ВЧ1, ВЧ2, ВЧ1+2 блока II составляет 129938 тыс. т, меньше чем уже подсчитанных в 1994 г. 141842 тыс. т [4]. Расхождение в запасах, связано с тем, что на предприятии рассчитывали эффективные толщины пластов с заведомо завышенными значениями. Величина расчетных запасов находится в прямой зависимости от эффективной толщины, как следствие расхождение в результатах. Остальные параметры совпадали с расчетами данной работы или отличались незначительно. Так же следует сделать вывод о том, что не один из методов геофизических исследований скважин не является точным для определения нефтенасыщенных толщин.



Список использованной литературы

Головко А. А. Создание базы данных геолого-геофизической информации и создание геологической и гидродинамической моделей Верхнечонского газоконденсатнонефтяного месторождения / А. А. Головко, Т. В. Соколова, И. Н. Поздняков. - Самара: 2007. - 171 с.: - Библиограф.: с. 129-134.

Гутман И. С. Методы подсчета запасов нефти и газа: учебник для вузов / И. С. Гутман. - М.: Недра, 1985. - 223 с.: - Библиограф.: с. 35-36.

Дэвис Дж. С. Статистический анализ данных в геологии: перевод с английского в 2 книгах. Книга 1 / пер.: В. А. Голубевой; под ред.: Д. А. Родионова. - М.: Недра, 1990. - 319 с.: Библиограф.: с. 102-103.

Отчет по подсчету запасов нефти и газа Верхнечонского газоконденсатнонефтяного месторождения / В. Л. Неустроев [и др.]. - Иркут.: ГГП «Востсибнефтегеология», 1994. - 256 с.: Библиограф.: с. 50-51.

Размещено на Allbest.ru