К оглавлению

УДК 550.8

О НОВЫХ ПРИНЦИПАХ РЕШЕНИЯ ПОИСКОВЫХ И РАЗВЕДОЧНЫХ ЗАДАЧ

Б.С. Воробьев

Одним из важнейших путей повышения эффективности поисково-разведочных работ является применение более совершенных принципов геологических исследований. В настоящей статье мы рассмотрим ряд новых методов решения поисково-разведочных задач, использующих некоторые принципы математического исследования операций [6, 7, 10, 12].

Метод графического сопоставления параметров рекомендуется для комплексной оценки перспектив нефтегазоносности и выбора поисковых объектов по совокупности признаков. Он может быть использован также для выяснения условий формирования и закономерностей размещения нефтяных и газовых залежей.

Опыт показывает, что для решения этих задач следует сопоставить и оценить более двух десятков различных критериев. Это можно сделать и путем графического сопоставления ряда оценочных параметров, сгруппированных по двум целевым направлениям: перспективной оценке как геологического разреза, так и территории. Для этого осадочный комплекс региона расчленяется на экранирующие и резервуарные (продуктивные) толщи и производится попарное сопоставление их параметров по принципу резервуар - покрышка [1, 3, 4].

К экранирующим толщам нами отнесены региональные нефтегазоводоупоры из малопроницаемых пород, контролирующие нефтегазонакопление на определенных гипсометрических уровнях. К резервуарным толщам относятся комплексы коллекторов с пластовыми покрышками, залегающие под экранирующими толщами или между ними. Каждая резервуарная толща рассматривается как самостоятельный этаж нефтегазонакопления. Последнее достигает максимума у подошвы соответствующей экранирующей толщи, где и формируются наиболее крупные залежи [1, 3, 4].

Перспективная оценка геологического разреза производится при помощи параметрических диаграмм, совмещающих около 15 оценочных параметров (см. табл. 1). К ним относятся: положение в разрезе экранирующих и резервуарных толщ, их мощность, литологический и фациальный состав, пористость, проницаемость и эффективная мощность коллекторов, экранирующая способность покрышек, гидродинамический режим резервуара, прямые и косвенные признаки нефтегазоносности. При оценке состава толщ учитываются не только их литологические компоненты, но и количественные взаимоотношения между ними. В связи с этим выделяются три типа толщ: оплошные, прослойковые и чередующиеся. Последние делятся на пять видов чередования по мощности пластов: тонкое - до 0,1 м, частое - до 1 м, мелкое - до 5 м, среднее - до 10 м, крупное - свыше 10 м.

Из табл. 1 видно, что самые высокие перспективы нефтегазоносности имеет подсолевая продуктивная толща Р₁¹-С₃³, значительно меньше - нижнетриасовая, а нижнеюрская вообще малоперспективна из-за низкого экранирующего потенциала покрышки. Эта оценка подтверждается фактическими данными: самые крупные залежи нефти и газа, содержащие более 80% выявленных запасов, связаны с подсолевым этажом нефтегазонакопления. Среди них: Шебелинская газовая залежь с запасами более 550 млрд. м³, Ефремовская - более 100 млрд. м³ и крупные нефтяные залежи Леляковского, Гнединцевского, Качановского и Глинско-Розбышевского месторождений. Таким образом, параметрическая диаграмма позволяет выявить наиболее перспективные части геологического разреза для концентрации поисковых работ.

Оценка перспектив нефтегазоносности территории производится при помощи параметрических карт, сочетающих около десяти оценочных параметров по каждой паре экранирующих и резервуарных толщ: положение, размеры и характер ловушек, параметры коллекторов и покрышек, положение нефтяных, газовых, нефтегазовых залежей и др. (рис. 1).

Метод графического сопоставления даже на первом этаже изучения района позволяет дать объективную оценку перспектив нефтегазоносности и выбрать правильное направление поисковых и научно-исследовательских работ по данным геофизики, опорного и параметрического бурения.

На наш взгляд, для обоснования этих работ параметрические диаграммы и карты должны стать обязательными документами.

Метод ранговых потенциалов нефтегазоносности рекомендуется для числовой оценки перспектив нефтегазоносности по совокупности признаков и однозначного выбора объектов для поисковых работ.

Применение количественных методов и объективных критериев оценки повысит надежность геологического прогнозирования, сократит долю пустых структур и увеличит частоту открытий крупных залежей и месторождений.

С математической точки зрения эта задача принципиальных трудностей не вызывает. В общем она сводится к вычислению функции состояния многокомпонентной системы по заданному критерию эффективности W = F(x,y,z,t).

Однако строгое математическое решение этих задач требует применения ЭВМ, так как связано с большим количеством вычислений.

Для полевых условий мы рекомендуем упрощенный метод числовой оценки перспектив нефтегазоносности по комплексу оценочных параметров, которые разбиваются по значениям экспериментального интервала на шесть ранговых групп или категорий: нулевую, самую низкую, низкую, среднюю, высокую и самую высокую.

Каждая ранговая группа параметров получает соответствующую оценку в баллах, в процентах или долях единицы, которая служит ее ранговым потенциалом, т.е. показателем уровня состояния (табл. 2-5).

Ранжирование параметров по группам, производится таким образом, чтобы их модальные (типичные) значения относились ко второй и третьей категориям оценочной шкалы. Показателем перспективности объекта служит ранговый потенциал совокупности его параметров, который вычисляется по формуле

W = (∑Rv) / n        (1)

где W - ранговый потенциал объекта (показатель перспективности); v – ранговые оценки (потенциалы) фактических значений параметров; R -весовой коэффициент оценочного параметра; n - число оценочных параметров.

Число оценочных параметров в этом методе практически не ограничено, но обычно не превышает 10-15. Весовые оценки R подбираются в зависимости от относительного значения параметра в данной системе, но в большинстве случаев можно принимать R= 1.

Вычислим по описанной методике показатель перспективности красноцветной толщи Шебелинской площади ДДВ по десяти объективным параметрам: эффективная мощность, пористость и проницаемость коллекторов, литологический состав, мощность, песчанистость и трещинная проницаемость покрышки, длина, ширина и высота ловушки.

Параметры коллекторов имеют следующие числовые значения: эффективная мощность h = 150 м, эффективная пористость m = 14%, проницаемость р = 10 мд. По оценочной шкале в табл. 3 находим их ранговые оценки: v_h = 5; v_m = 3; v_p = 1. Тогда ранговый потенциал коллекторов:

Wк = (v_h +v_m +v_p)/n =(5+3+1)/3= 3 балла, или 60%.

Ранговые оценки покрышки, представленной галогенной толщей мощностью более 500 м, находим по табл. 4: v_h = 5; v_t = 5, v_p = 5. Тогда

W_n = (5+5+5+5)/4 = 5 баллов, или 100%.

Ранговый потенциал ловушки вычисляем по табл. 5 по следующим параметрам: длина а=28 км, ширина b = 13 км, высота с=1100 м (v_a=5, v_b = 5, v_n=5).

W_n = (5+5+5)/3 = 5 баллов, или 100%.

Отсюда перспективная оценка площади (по комплексным оценкам коллектора, покрышки и ловушки):

Wo = (v_к +v_п +v_л)/n = (3+5+5)/3= 4,35 балла, или 87%.

Таким образом, красноцветная толща на Шебелинском месторождении получила высокую перспективную оценку, что подтверждается наличием самой крупной на Украине залежи газа.

Таким же способом прогнозируются залежи нефти или газа по комплексу косвенных признаков: химическому составу и динамике пластовой воды, составу и упругости растворенных газов, напряженности температурного поля и др. Числовые значения параметров на новых площадях определяются путем экстраполяции и интерполяции данных опорного, параметрического и разведочного бурения при помощи ранее описанных параметрических карт.

Метод регионального гидростатического давления (РГД) рекомендуется для направленного оконтуривания залежей и оценки запасов по первому промышленному притоку нефти или газа.

За последнее десятилетие предложен ряд методов расчетного определения границ залежей по величине пластовых давлений нефти, газа и воды, облегчающих промышленную разведку [2, 8, 11, 13]. Наиболее известен из них метод В.П. Савченко.

Недостатком этих методов является необходимость бурения непродуктивных скважин за контуром каждой залежи для замера давления пластовых вод.

Между тем работы А.Н. Снарского (1967) и наши исследования [2] показали принципиальную возможность определения границ залежей по замеренному давлению нефти или газа и вычисленному гидростатическому давлению законтурных вод.

На этой основе нами совместно с В.Е. Карачинским в 1963-1964 гг. разработан метод направленного оконтуривания залежей по продуктивной скважине и региональному гидростатическому давлению (РГД), сокращающий количество промежуточных скважин.

Метод РГД прошел практическую проверку на Шебелинском, Солоховском, Сосновском, Ефремовском газовых месторождениях Днепровско-Донецкой впадины и в настоящее время применяется в ряде разведочных организаций Украины [5].

Практически он осуществляется следующим образом.

В начале по имеющимся фактическим замерам строятся среднерайонные графики изменения гидростатического давления и удельного веса пластовых вод с глубиной: Рв(РГД)=f(H) и γ_в = f(H) (рис. 2).

Поскольку эти зависимости носят региональный характер, для построения кривых используются замеры не только на соседних, но и на отдаленных площадях данного бассейна. Полученные значения приводятся к абсолютным отметкам глубин и осредняются обычными статистическими методами. Экстраполяция кривой РГД от точек фактических замеров производится по формуле

где Рв - гидростатическое давление пластовой воды на заданной глубине, кГ/см²; Р₀ - замеренное давление, кГ/см²; h - расстояние по высоте между точками определения Р₀ и Рв, м; γ_ср - средний удельный вес пластовой воды в интервале h определяется по схеме γ_ср =(γ_н+γ_к*)/2 при h<= 500 м можно принимать: γ_ср = γ_н (γн, γк- начальное и конечное значения удельного веса в интервале (h).)

Отметка контура и контакта наиболее просто определяется графическим путем по точке пересечения теоретических кривых давления нефти Р_н или газа Р_г с кривой РГД (рис. 2). Кривые Рн, Рг проводятся через точки фактических замеров и экстраполируются на глубину по соответствующим формулам. Для построения кривой Рн используется формула (1). Кривая Рг строится по упрощенным формулам, предложенным авторами в работе [2]:

или

Где  - удельный вес газа по воздуху, Т₀ - абсолютная температура в точке замера Р₀, °К, z_ср - средний коэффициент сверхсжимаемости газа в интервале расчета h (14), ω - термический градиент в°С/м (11).

Кривые Рг, Рн можно строить по устьевому статистическому давлению непосредственно.

Отметка контура и контакта залежи может определяться также аналитическим путем по несколько измененной схеме В.П. Савченко:

где Н_к - абсолютная отметка контакта, м; Н_г - абсолютная отметка точки замера Р_г или Р_н, м; P_г- пластовое давление газа или нефти на глубине Н_г, кГ/см²; Р_в - региональное гидростатическое давление законтурной воды (РГД) ниже контакта, кГ/см²; γ_г, γ_в - удельный вес газа (нефти) и воды в пластовых условиях; Δh - расстояние между точками определения Рг и Рв, м.

Удельный вес газа γ_г на глубине Н_г определяется по формуле

где Р₀, Т₀-устьевое давление и абсолютная температура (в средней полосе СССР Т₀=280-290° К). По фактическим замерам Р_г и Р_г', выполненных на разной глубине:

Удельный вес воды и нефти в пластовых условиях определяется обычными методами. Пластовые давления (Р_г и Р_в) рассчитываются по формулам (1), (2), (3). Для расчетов удобно пользоваться готовой таблицей районных значений РГД и γ_в, приведенных к абсолютным глубинам (табл. 6). Расчет по формуле (4) следует проводить по нескольким точкам РГД (например, на глубинах -2500, -300, -3500), чтобы получить среднее значение ГВК.

Чтобы оценить эффективность метода РГД приведем результаты определения отметки ГВК на Шебелинском и Солоховском газовых месторождениях (табл. 7).

Опыт показывает (см. табл. 7), что в условиях частого песчано-глинистого чередования определение отметки ГВК методом РГД не уступают по точности методам промысловой геофизики и опробования пластов. По нефтяным залежам достаточного опыта еще нет. Применение метода РГД упрощает технологическую схему промышленной разведки, которая сводится к следующему:

· после получения промышленного притока рассчитывается отметка контакта и по структурной карте определяется соответствующее ей положение контура;

· в пределах рассчитанного контура производится оценка запасов объемным методом по данным скважины-открывательницы и аналогии с соседними площадями;

· уточняется контур бурением 2-3 скважин, которые закладываются на расчетных отметках, благодаря чему исключается многоступенчатость оконтуривания;

· на оконтуренной площади закладывается группа опытно-эксплуатационных скважин (опережающих эксплуатационных), которыми уточняются параметры залежи для подсчета запасов по высоким категориям и составления проекта разработки месторождения. При такой схеме для разведки самых крупных и сложных залежей потребуется не более 10-12 разведочных скважин.

ЛИТЕРАТУРА

1. Воробьев Б.С. Стратиграфические уровни нефтегазонакопления в Днепровско-Донецкой впадине. Киев. «Нефтяная и газовая промышленность», 1961, № 2.

2. Воробьев Б.С., Карачинская В.Е. Пластовые давления, положение контактов газ - жидкость и метода их расчетного определения. Сб. II. «Вопросы развития газовой промышленности УССР», Геология, М., изд-во «Недра», 1964.

3. Воробьев Б.С., Зарицкая О.В. Использование региональных резервуарных карт при поисках нефтяных и газовых месторождений. Нефтегазовая геология и геофизика, вып. 4. ВНИИОЭНГ, 1966.

4. Воробьев Б.С. Принципиальные основы направленных поисков крупных газовых и нефтяных месторождений на Украине. Киев. «Нефтяная и газовая промышленность», 1967, № 2.

5. Воробьев Б.С., Карачинский В.Е. Определение размеров и оценка запасов нефтяных и газовых залежей по первой продуктивной скважине. Киев. «Нефтяная и газовая промышленность», 1967, № 4.

6. Грубов В.И. и др. Промышленная кибернетика. Киев, изд-во «Наукова думка», 1966.

7. Гурин Л.С. и др. Задачи и методы оптимального распределения ресурсов. М., изд-во «Советское радио», 1968.

8. Жданов М.А. Методы подсчета подземных запасов нефти и газа. М., Госгеолиздат, 1952.

9. Инструкция по исследованию газовых скважин. М., Гостоптехиздат, 1961.

10. Павлов Б.В. Кибернетические методы технического диагноза. М., изд-во «Машиностроение», 1966.

11. Савченко В.П. Определение газо-водяного, водо-нефтяного и газо-нефтяного контактов по данным замеров пластового давления. «Газовая промышленность», 1957, №4.

12. Применение новых математических методов и вычислительных машин в практике добычи нефти. М., изд-во «Недра», 1966.

13. Чекалюк Э.Б. Основы пьезометрии залежей нефти и газа. Киев, Гостехиздат, 1961.

ГУНП при СМ УССР

Таблица 1 Сопоставление параметров геологического разреза

Глубина, м	Возраст	Толщи	Литология	Фации	Общая мощность (H), м	Эффективная мощность (h), м	*Кэ=h/H	Средняя эффективная пористость, %	Средняя проницаемость, мд	Водообмен	Оценка в баллах
0-60	I2	Экранирующая	Глины слабо песчанистые	Морские	60	-	-	-	-	-	2,5
60 - 210	J1 - T3	Продуктивная	Чередование песчано-глинистых пород	Прибрежно-морские и прибрежно-континентальные	150	35	0,23	15	30	Средний	2
210 - 310	T1^3	Экранирующая	Глины слабо уплотненные	Озерные	100	-	-	-	-	-	3,7
310 - 710	T1^1,2- P2^2	Продуктивная	Мелкое чередование песчано-глинистых пород	Озерные, речные молассовидные	400	135	0,34	17	700	Слабый	3,3
710 - 760	Р2^1	Экранирующая	Глины песчаные	Эллювиальные	50	-	-	-	-	-	2,7
760- 1260	Р1^3	»	Ангидриты, соли	Сильно соленых лагун	500	-	-	-	-	-	5
1260-1410	Р1^2	Продуктивная	Ангидриты, доломиты	Соленых лагун	150	30	0,20	9	2	Очень слабый	1,7
1410-2010	P1^1-C3^3	»	Тонкое чередование песчано-глинистых пород	Опресненных лагун, морских заливов, пересыпей, кос, баров	600	150	0,25	14	10	» >	3

Таблица 2 Схема оценки параметров по методу ранговых потенциалов

Ранг группы	Ранговая оценка (категория)
	в баллах	в долях единицы
Нулевой	0	0
Очень низкий	1	0,2
Низкий	2	0,4
Средний	3	0,6
Высокий	4	0,8
Очень высокий	5	1 .0

Примечание. Интервалы групповых значений параметров (х, у, z, t)-минимум -максимум.

Таблица 3 Оценочная шкала коллекторов ДДВ

Оценка в баллах	Интервалы значений параметров
	эффективная мощность h, м	эффективная пористость m, %	проницаемость р, мд
0	<2	<5	< 1
1	2 - 24	5 - 8	1 - 100
2	25 - 49	9-12	100 - 200
3	50 - 74	13-16	200 - 300
4	75-100	17 - 20	300 - 400
5	>100	>20	>400

Таблица 4 Оценочная шкала покрышек

Оценка в баллах	Состав (е)	Мощность h, м	Песчанистость, t, %	Трещинная проницаемость р, мд
0	Рыхлые и трещинные породы		>20	>50
1	Глины плотные, сильно песчаные	>300	15 - 20	25 - 50
2	Глины плотные, песчаные	>200	10-15	5 - 25
3	Глины уплотненные, слабо песчаные	>100	5-10	1-5
4	Глины слабо уплотненные, слегка песчаные	>80	1 -5	0
5	Глины чистые, пластичные галогенные толщи	>50	0	0

Таблица 5 Оценочная шкала ловушек ДДВ

Оценка в баллах	Длина а, км	Ширина b, км	Высота с, м
0	<1	<1	<50
1	1 - 5	1 - 2	50-100
2	5-10	2 - 4	100 - 200
3	10-15	4 - 6	200 - 400
4	15 - 20	6 - 8	400-600
5	>20	>8	>600

Таблица 6 Приведенные значения РГД и удельного веса воды в Днепровско-Донецкой впадине

Hв, М	Рв (РГД), кГ/см^2	γв, г/см
0	13	1,0
- 500	63	1,01
- 1000	115	1,05
- 1500	168	1,09
- 2000	223	1,12
- 2500	279	1,14
- 3000	337	1,16
- 3500	396	1,18
- 4000	455	1,20
- 4500	516	1,22

Таблица 7 Результаты определения отметки ГВК

Метод определения	Отметка ГВК, м
	Шебелинское месторождение	Солоховское месторождение
Геолого-геофизический РГД	2270	696
графический	2260	698
аналитический	2266	692

Рис. 1. Параметрическая карта подсолевой продуктивной толщи пермо-карбона ДДВ (по Б.С. Воробьеву, О.В. Зарицкой).

а- границы впадины - региональные разломы; б-поднятия; в-нефтяные месторождения: Леляковское (1), Гнединцевское (2), Глинско-Розбышевское (3); г - нефтегазовые месторождения: Качановское (4), д-газовые месторождения: Машевское (5), Верхне-Ланновское (6), кегичевское (7), Ефремовское (8), Шебелинское (9), Спиваковское (10), е- изопахиты покрышки; ж - изопахиты коллектора; коллекторы с эффективной пористостью: з - >20%, и - 10 - 20%, к -<10%, л - соляной шток.

Рис. 2. График РГД Днепровско-Донецкой впадины (по Б.С. Воробьеву и В.Е. Карачинскому). РГД - кривая регионального гидростатического давления.

1-кривая Р_г Шебелинского месторождения; 2 - кривая Р_г Солоховского месторождения; ГВК- уровень газо-водяного контакта по точке пересечения кривых Р_г и РГД