Размещено на http://www.allbest.ru/

МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ, МОЛОДІ ТА СПОРТУ УКРАЇНИ

КИЇВСЬКИЙ НАЦІОНАЛЬНИЙ УНІВЕРСИТЕТ

УДК 550.832+550.834

дисертації на здобуття наукового ступеня кандидата геологічних наук

ГЕОЛОГІЧНА МОДЕЛЬ КОБЗІВСЬКОГО РОДОВИЩА НА ОСНОВІ КОМПЛЕКСУВАННЯ ДАНИХ СЕЙСМОРОЗВІДКИ ТА ПРОМИСЛОВОЇ ГЕОФІЗИКИ

Науковий керівник: доктор геолого-мінералогічних наук, професор Курганський Валерій Микитович,

Офіційні опоненти: доктор геологічних наук, професор

Київський національний університет імені Тараса Шевченка,

завідувач кафедри геології нафти та газу

кандидат геологічних наук, старший науковий співробітник

Косаченко Володимир Дмитрович,

Український державний геологорозвідувальний інститут Міністерства охорони навколишнього природного середовища України, завідувач відділу методичного та інформаційного забезпечення ГДС

Захист відбудеться “8” грудня 2011 року о 9:00 годині на засіданні спеціалізованої вченої ради Д 26.001.32 Київського національного університету імені Тараса Шевченка за адресою: 03022, м. Київ, вул. Васильківська, 90, ауд. 104.

З дисертацією можна ознайомитись у бібліотеці Київського національного університету імені Тараса Шевченка за адресою: 01033, м. Київ, вул. Володимирська, 58.

Автореферат розісланий “7” листопада 2011 року.

ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА РОБОТИ

керновий петрофізичний кобзівський

1. Вперше для порід-колекторів картамишської світи отриманий зв'язок проникності з петрофізичними параметрами: коефіцієнтом пористості та відносною глинистістю.

2. Вперше встановлені константи, які характеризують водоутримуючу здатність матриці та цементу порід-колекторів картамишської світи Кобзівського ГКР, та дозволяють кількісно оцінити фільтраційно-ємнісні властивості порід.

3. Вперше для геолого-геофізичних умов тонкошаруватих відкладів картамишської світи використано атрибути сейсмічного хвильового поля як ймовірнісну характеристику при стохастичному моделюванні кубу літології на основі даних промислової геофізики.

Практичне значення одержаних результатів.

Отримані результати та впровадження проведених досліджень надають можливість:

- проводити кількісну інтерпретацію даних промислової геофізики та розраховувати підрахункові параметри порід-колекторів картамишської світи Кобзівського ГКР;

- більш точно визначати коефіцієнт проникнення відкладів картамишської світи на основі класичного для умов Дніпровсько-Донецької западини (ДДЗ) комплексу ГДС;

- більш ефективно використовувати комплексування даних промислової геофізики та сейсморозвідки, проводити на їх основі моделювання просторового розповсюдження літологічних різновидів;

- створювати детальні тривимірні геологічні моделі резервуарів вуглеводнів у складних умовах картамишських відкладів, які є одними із основних продуктивних товщ ДДЗ. Така модель може слугувати основою для проведення підрахунку запасів і подальшого гідродинамічного та економічного моделювання.

Особистий внесок здобувача.

Основні теоретичні положення та методичні результати, наведені в дисертаційній роботі, отримані здобувачем особисто. В роботах [2-5, 7], виконаних у співавторстві з Курганським В.М., Колісніченком В.Г., автору належить постановка задачі, участь у обробці та аналізі результатів експериментальних досліджень та висновках. Особисто проведено аналіз стану наявних методик побудови тривимірних моделей та встановлена необхідність комплексування даних промислової геофізики та 3D сейсморозвідки в складних умовах відкладів картамишської світи. Запропоновані та теоретично обґрунтовані петрофізичні моделі, які дозволяють підвищити надійність кількісної оцінки коефіцієнту проникності досліджуваних відкладів. В роботах [1, 6] дисертант брав участь у отриманні та узагальненні даних, підготовці висновків.

Апробація результатів дисертації. Результати роботи доповідались на конференціях: IX міжнародна конференція “Геоінформатика: теоретичні та прикладні аспекти” (Київ 2010 р.), міжнародна науково-практична конференції “Современные методы сейсморазведки при поисках месторождений нефти и газа в условиях сложнопостроенных структур” (Феодосія, 2010 р.), X міжнародна конференція “Геоінформатика: теоретичні та прикладні аспекти” (Київ 2011р.).

Публікації. За темою дисертації опубліковано 7 наукових робіт, серед яких 4 статті у наукових журналах, що належать до списку фахових видань ВАК України, та 3 тези доповідей у збірниках матеріалів конференцій.

Структура й обсяг дисертації. Дисертаційна робота складається зі вступу, чотирьох розділів, висновків і списку використаних джерел (що налічує 109 найменувань). Загальний обсяг дисертації - 151 сторінка. Вона містить 4 таблиці, ілюстрована 49 рисунками.

Автор висловлює щиру подяку науковому керівнику доктору геолого-мінералогічних наук, професору В.М. Курганському за постійну допомогу та підтримку в процесі роботи над дисертацією, без діяльної участі якого завершення даної роботи не було б можливим. Автор висловлює особисту подяку начальнику відділу комплексної обробки та інтерпретації геолого-геофізичної інформації ПрАТ “Центр обробки даних НАДРА” кандидату геолого-мінералогічних наук В.Г.Колісніченку, чиї поради та рекомендації відіграли вирішальну роль у визначенні напрямку наукової роботи дисертанта. Автор вдячний усім своїм вчителям та колегам.

ОСНОВНИЙ ЗМІСТ РОБОТИ

У вступі обґрунтовано актуальність теми дисертаційної роботи, зазначено її мету, об'єкт і предмет дослідження, наукову новизну та практичну цінність отриманих результатів. Наведено відомості про особистий внесок автора, апробації результатів, публікації, загальний обсяг і структуру роботи.

У першому розділі зроблено огляд історії розвитку геостатистичних методів і алгоритмів моделювання як передумов виникнення тривимірного моделювання резервуарів вуглеводнів у світовій практиці. Розглянуто сучасний стан і проблеми даного напрямку в країнах колишнього СРСР. Зазначені основні проблеми вирішення поставлених задач в умовах картамишських відкладів центральної частини ДДЗ.

Одною із передумов виникнення тривимірного моделювання в геології слугувала розробка математичних алгоритмів представлення неоднорідності в напрямку, який отримав назву геостатистика. Початок розвитку геостатистики припадає на 60-ті роки минулого століття. Одними з перших робіт в нафтогазовій промисловості вважаються праці Вістеліуса (Vistelius) та його послідовників, які використовували аналіз ланцюгів Маркова для кількісного описання одновимірних літологічних комплексів вздовж свердловини. Такий підхід виявився доволі успішним, однак виникли проблеми при спробах дво- чи тривимірним представленням даних.

В гірничовидобувній промисловості піонерськими роботами, пов'язаними з геостатистикою, вважаються праці Georges Materon та його дослідницької групи в Центрі Геостатистики Паризької Гірничої Школи (Ecole des Mines de Paris), що започаткувало її активний розвиток. Отже, в 60-70-х роках минулого століття розрахунок гістограм по фракціях був досить розповсюдженим методом у гірничій справі. Крайгінг і умовне моделювання, досліджувані Матероном на початку 70-х, успішно ввійшли в гірничу та нафтогазову промисловості.

В середині 80-х в Норвезькому комп'ютерному центрі під керівництвом Омре були розроблені методи ймовірнісного моделювання, які зацікавили промислові компанії. Цінність цих методів була в тому, що пласти річних та дельтових відкладів, які притаманні Норвезьким колекторам, прекрасно підходили для застосування об'єктно-орінтованих методів моделювання, розроблених Халдорсеном і Омре.

На початку 80-х А. Джорнел заснував Стенфордський центр прогнозування поведінки родовищ SCRF (Stanford Center for Reservoir Forecasting). Приблизно в цей же час Французький інститут нафти та Центр геостатистики об'єднались для створення геостатистичного програмного пакету Heresim, зорієнтованого на нафтогазову промисловість.

Таким чином, наприкінці 80-х років існувало декілька шкіл геостатистики: Норвезька, яка розробляла зокрема об'єктно-орінтовані моделі; Стенфордська, яка впроваджувала індикаторне та послідовне моделювання; та школа гірничої справи в Франції, де застосовувались, головним чином, методи обмежених випадкових функцій.

Поява в 90-х роках тривимірного геологічного моделювання та впровадження нових комерційних програм започаткували новий напрямок, який поєднав у собі двовимірне моделювання поверхонь та тривимірне моделювання властивостей.

В країнах колишнього СРСР, не дивлячись на активний розвиток геологічних наук, які засновані більш ніж три століття тому (згідно з наказом Петра I про заснування гірничої справи), цей напрямок вважається відносно молодим. В прикладній нафтогазовій геології виник приблизно 17 років тому та активно розвивається останнє десятиліття. В Україні методи геостатистики розвивають в своїх працях Світличний О.О., Вижва С.А., Жуков М.Н., Демидов В.К. та ін.

Початок робіт по тривимірному моделюванню в Російській федерації пов'язаний з появою в продажу (1993-94 роки) програмних пакетів Stratamodel (Landmark), IRAP RMS (Smedvig Technologist), дещо пізніше 3D Property (Shlumberger). В наш час програмний пакет Stratamodel використовується досить обмежено, активного розповсюдження набуває пакет Petrel (Shlumberger), який прийшов на зміну 3D Property, IRAP RMS компанії Roxar, Gocad, запропонований компанією Paradigm Geophysical та інші потужні програмні комплекси, які дозволяють виконувати 3D моделювання. Існують також російські пакети по тривимірному моделюванню, але вони не набули такої розповсюдженості в практичному використанні як зазначені вище. Важливу роль у розвитку тривимірного геологічного моделювання в Російській федерації відіграла постанова Центральної комісії по розробці про необхідність побудови 3D геологічних і гідродинамічних моделей при створенні проектних документів, та створення відповідних методичних документів у нафтогазовій промисловості.

Одним із основних детерміністичних методів, пов'язаний з виникненням і розвитком геостатистики, є крайгінг. Запропонував і використав цей метод із метою прогнозу видобутку на золотому руднику гірничий інженер із ЮАР Даніель Кріге (Danie Krige) в 50-х роках минулого століття. Подальший розвиток методу пов'язаний з працями Жоржа Матерона, який і назвав метод крайгінгом, на честь піонерських робіт Д. Кріге. Згодом метод набув широкого спектру застосувань. Насамперед, на його основі створювались алгоритми інтерполяції однієї змінної в одновимірному, двовимірному та тривимірному просторах, також виникли модифікації методу, які давали змогу використовувати другу змінну як додаткову інформацію при прогнозі першої. В основу методу покладена ідея оцінки значення в точці х на основі даних декількох віддалених точок із умовою найменшої квадратичної похибки.

Сучасні програмні засоби та методики побудови тривимірних моделей дозволяють залучати всю наявну геологічну та геофізичну інформацію про родовище вуглеводнів. Відповідно, окрім геологічних умов залягання пасток вуглеводнів, кількість і якість вхідної інформації значною мірою впливає на методи побудови моделей та їх якість.

Методики моделювання в геостатистиці поділяються на дві великі групи: детерміністичні та стохастичні. Особливості детерміністичних методів моделювання літотипів: в результаті розраховується єдина літологічна модель; модель відповідає свердловинам і мінімізує дисперсію похибок; при віддаленні від точок даних (свердловин) прогноз наближається до тренду (математичного очікування при відсутності тренду). При стохастичному моделюванні розраховується множина рівноможливих реалізацій кубу літології, реалізації відповідають свердловинам, відтворюють гістограму, віріограму, спектральну щільність і мають однакову мінливість у просторі.

Моделювання літології це важливий етап створення геологічної моделі. В тонкошаруватих відкладах картамишської світи центральної частини ДДЗ він є одним із головних, або навіть найголовнішим із точки зору отримання кінцевого результату. Насамперед це зумовлено наступними чинниками:

- умовами осадконакопичення картамишських відкладів;

- літологічним типом пасток вуглеводнів;

- тонкошаруватою структурою теригенних відкладів, зокрема малопотужними прошарками порід-колекторів пісковиків і алевролітів у переважаючих формаціях глинистих відкладів (глини та аргіліти).

Ці умови не дозволяють ефективно використовувати класичні, детерміністичні, методи літологічного розчленування, такі, як отримання з об'ємної сейсморозвідки геометрії геологічних тіл і включення їх у модель, вивід моделі власноруч, побудова кубу літофацій за допомогою індикаторного крігінгу на основі свердловинних даних, створення неперервного кубу параметрів і потім отримання дискретного кубу літофацій на основі граничних значень величин. Стохастичні методи на основі об'єктів, які моделюють розподіл літофацій за допомогою геологічних тіл, представлених геометричними об'ємними фігурами різної форми, використовуються зазвичай для моделювання відкладів канального типу, та в даних умовах мало ефективні.

Дослідженням петрофізичних властиповостей, в тому числі глинистості порід, присвячені наукові праці багатьох іноземних та вітчизняних вчених, наприклад Тиаб Дж., Доналдсон Эрл, Вендельштейн Б.Ю., Добринін В.М., Элланский М.М., Кожевников Д.А., Коваленко К.В., Курганський В.М., Карпенко О.М., Федоришин Д.Д. та багато інших вчених. Дослідженнями власне картамишських відкладів центральної частини ДДЗ займались Прилипко І.П., Колісніченко В.Г., Косаченко В.Д., Лагутін А.А., Загороднов А.В., Шехунова С.Б., та ін. Не зважаючи на велику кількість праць в цьому напрямку питання впливу глинистості на ФЄВ порід залишається актуальним і нині. Це зумовлено необхідністю кондиційного врахування глинистості при встановленні петрофізичних рівнять та констант, необхідних для кількісної інтерпретації даних ГДС в тому числі в картамишських відкладах, та петрофізичні відмінності порід різних формацій, стратиграфічних горизонтів та геологічних регіонів.

У другому розділі наведені відомості про геологічні умови залягання покладів газу в картамишських відкладах Кобзівського ГКР. Представлена основна інформація та сучасні уявлення про геологічну будову, стратиграфію, тектоніку, газоносність та етапи вивчення родовища.

Родовище розташоване в межах Харківської області на території Красноградського та Кегичівського районів. Розміри родовища складають 7,4 км з півночі на південь та 18,5 км з заходу на схід, а площа становить 96,8 км².

В межах Кобзівського родовища переважною більшістю пошукових, розвідувальних і експлуатаційних свердловин розкриті породи осадового чохла, складеного палеозойськими, мезозойськими та кайнозойськими відкладами.

Основні поклади газу приурочені до картамишської світи (С3кt - Р1kt), яка відноситься частково до верхньокам'яновугільного відділу, а частково до нижньопермського відділу. Нижня границя картамишської світи (С3кt верхній відділ карбону) проводиться по карбонатному горизонту Р8, а верхньою границею являється розмив, що розділяє картамишську світу на пермську та верхньокам'яновугільну частини. Слід відмітити, що глибина цього розмиву проявлена досить однаково, як на крилах, так і в склепінній частині структури. Загальна товща верхньокам'яновугільної частини світи коливається від 102 м (по св. 41) до 124 м (по св. 36). В літологічному відношенні світа представлена червонокольоровими піщано-глинистими породами. На родовищі в її розрізі виділяється чотири піщано-алевритових горизонти Г-6¹, Г-6², Г-6³ та Г-6⁴, до яких приурочені поклади газу. Горизонти мінливі по своєму просторовому розповсюдженню та колекторським властивостям. Піщані різновиди західної перикліналі структури представлені поліміктовими пісковиками переважно руслових фацій, тоді як цим відкладам у склепінній частині відповідають переважно заливно-лагунні фації.

До пермської частини світи (Р₁кt) відноситься її верхня надрозмивна частина, що відповідає інтервалу залягання вапняків Q5-Q8. Вона утворена червонобарвними піщано-глинистими породами з сірокольоровими пластами, що відповідають малопотужним (5-10 см) прошаркам вапняків. Пісковики згруповані в горизонти А-6, А-7, А-8, які містять газові поклади. Кількість шарів пісковиків у межах площі суттєво змінюється. Середня сумарна товщина пісковиків по площі складає 40 м, максимальна - 79 м (св. 50), мінімальна - 2 м (св. 85).

В тектонічному відношенні Кобзівська площа розташована в межах центрального грабену ДДЗ. Власне Кобзівська структура є західним елементом Кобзівсько-Мечебилівського антиклінального валу, по осі якого умовно трасується границя між південною прибортовою зоною та центральним грабеном у східній частині ДДЗ.

Уявлення про геологічну будову Кобзівської площі базуються на даних сейсморозвідувальних, гравіметричних та електророзвідувальних досліджень.

Електророзвідувальні роботи методом ВЕЗ проводились у 1959 р. (Гаман Б.А., Хохлов М.Т.). В 1961р. було виконано узагальнення та повторна інтерпретація електророзвідувальних матеріалів ДДЗ (Ткаченко Ж.Я., Авраменко О.А.), в результаті яких були побудовані зведені карти типів кривих ВЕЗ, сумарно поздовжньої провідності S і ряд вертикальних розрізів ск по профілях. На карті сумарної провідності Кобзівській структурі відповідає відносне зменшення значень сумарної провідності, а Григорівському прогину - їх збільшення.

В 1953 р. в межах площі досліджень була виконана магнітометрична зйомка (Ліванов П.І.). Пізніше в 1957 році було виконано узагальнення та повторна інтерпретація магнітометричних досліджень ДДЗ (Андрєєва Р.І.). В результаті цих робіт складена карта ізодинам Zа в масштабі 1:200 000, а також виконана геологічна інтерпретація магнітних аномалій ДДЗ і вивчено їх зв'язок із тектонікою та гіпсометрією докембрійського фундаменту. В межах Кобзівської площі спостерігається спокійний характер магнітного поля, структурні елементи осадового чохла не знаходять у ньому відображення.

Кобзівське підняття було виявлене в результаті сейсморозвідувальних досліджень МВХ (А.С. Клименко, Л.Е. Кияшко) по відкладах пермі та мезозою. Одночасно з структурно-пошуковим бурінням в 1961 - 1963 рр. проводились тематичні дослідження (Шевченко В.Р., Андрєєва Р.І.) по переінтерпретації даних сейсморозвідки з врахуванням даних буріння. В результаті була уточнена геологічна будова Кобзівської складки по відкладах нижньої пермі та мезозою. В 1964 - 66 рр. проведені повторні сейсморозвідувальні роботи МВХ, за якими в відкладах нижньої пермі виявлено Західно-Кобзівське підняття та уточнена геологічна будова Кобзівської складки по пермських і середньо-камґяновугільних відкладах, і надані рекомендації на буріння свердловин.

Сейсморозвідувальні дослідження МСГТ у межах Кобзівської площі проводились у 1976 - 1979 рр. (Кметь Г.Ф., Вовк В.Г.). В результаті було уточнено геологічну будову Кобзівської складки по відкладах пермі та середнього карбону, та побудовано схематичну структурну карту по умовному відбиваючому горизонту Vв2 (С1v2). В 1986 р. в результаті сейсморозвідувальних робіт МСГТ (Ігнатов В.І.) була уточнена геологічна будова Західно-Кобзівського та Добренського структурних носів по відкладах середнього карбону (відбиваючий горизонт Vб2 (С2b)).

В 2004 - 2006 роках на вже відкритому на той час Кобзівському ГКР були проведені сейсморозвідувальні дослідження МСГТ (3D). Польові роботи проводилися силами ЗАТ “Укрнафтогазгеофізика”. Обробка та інтерпретація одержаної сейсмічної інформації виконувалась у Центрі обробки геолого-геофізичної інформації ЗАТ „Укрнафтогазгеофізика”. За результатами площинного кількісного прогнозування складені прогнозні карти параметрів ФЄВ: відносної глинистості, пористості, піщанистості, газонасиченості та лінійних запасів з метою уточнення розподілу колекторів у продуктивних пластах родовища. Матеріали цих робіт надали сучасне уявлення про геологічну будову Кобзівського ГКР та разом із свердловинними є основою для побудови тривимірної геологічної моделі в рамках даної дисертаційної роботи.

У третьому розділі наведені основні відомості про матеріали геофізичних і промислових досліджень на Кобзівській площі. Представлені результати аналізу петрофізичних властивостей та зв'язків, описана методика встановлення кількісних критеріїв ФЄВ для порід картамишських відкладів. Представлена методика обробки та інтерпретації матеріалів ГДС. Описані алгоритми обробки та інтерпретації сейсмічних даних.

В основу рішення задач класифікації, пов'язаних з виділенням колектора та встановлення його нафто-газонасиченості за даними ГДС, покладена геофізична характеристика пласта та її зв'язок з петрофізичними властивостями, тобто визначення зв'язків між зареєстрованими каротажними даними та колекторськими властивостями порід (пористістю, глинистістю, проникністю та ін.), визначеними за результатами лабораторних досліджень керну. Комплексна кількісна інтерпретація даних промислової геофізики, включаючи дані випробування, дає змогу встановити граничні значення (кількісні критерії) колекторських властивостей або відповідних геофізичних параметрів для досліджуваних порід. Зазвичай, такі роботи проводять для надійного встановлення підрахункових параметрів при оцінці запасів вуглеводнів. Тенденція розвитку тривимірного геологічного моделювання зумовлює необхідність використання петрофізичних даних при побудові цифрових моделей покладів корисних копалин.

Петрофізичні характеристики порід насамперед отримують завдяки лабораторним дослідженням на представницькому керні, піднятому з інтервалів залягання відкладів, що досліджуються. З цією метою були зібрані та ретельно проаналізовані результати вивчення керну, піднятому з 29 свердловин Кобзівського ГКР. Більша частина лабораторних досліджень проведена в інституті УкрНДІГаз, де визначались: відкрита пористість (К_п.к), проникність (К_пр.к), карбонатність (С_а) та густина (с) зразків. В інституті проведені дослідження глинистості порід на зразках керну, що підвищило достовірність оцінки К_гл та надало можливість побудувати залежність К_гл=f(ДІг). Нажаль, гранулометричний склад порід і коефіцієнт залишкового водонасичення визначався на обмеженій кількості зразків, що могло вплинути на надійність деяких петрофізичних моделей. В лабораторії ПЕГДС визначались: параметр пористості в атмосферних (Р_п) і пластових (Р_п.пл) умовах, параметр насиченості (Р_н), коефіцієнт відкритої пористості (К_п.к) в атмосферних і близьких до пластових умовах, коефіцієнти абсолютної (К_пр) та ефективної проникності (К_пр,еф), коефіцієнт залишкового водонасичення (К_в.з.) та об'ємна щільність порід. За результатами первинного аналізу цих даних можна констатувати, що продуктивна товща нижньопермських і верхньокам'яновугільних відкладів представлена, в основному, теригенними піщано-глинистими породами. До колекторів відносяться пісковики та алевроліти з різними петрофізичними властивостями. До неколекторів відносяться ущільнені пісковики, алевроліти та аргіліти з рідким включенням щільних карбонатів. За матеріалами вивчення керну та даними ГДС колектори відносяться до порового типу. Аналіз фізичних властивостей, визначених за даними керну та ГДС, показав, що за параметром ДТ колектори, представлені пісковиками та алевролітами, мають незначну відмінність, що дає можливість застосування спільних моделей для оцінки пористості цих порід, за умов врахування коефіцієнту глинистості.

Дослідження впливу глинистості на ФЄВ порід. Для ефективного врахування впливу глинистості порід-колекторів на значення ФЄВ, коректного визначення петрофізичних рівнянь і констант, що входять в ці рівняння, необхідні відомості про глинистість, яка зазвичай отримана при гранулометричному аналізі (С_гл). Визначення глинистості піщано-алевролітових колекторів картамишської світи проводилось у лабораторії УкрНДІГаз методом відмучування після диспергації зразків шляхом попереднього руйнування, замочування, механічної та термічної дії. Визначення глинистості за даними ГДС базується на використанні зв'язку К_гл=f(ДІ_г). Для пластів картамишської світи, які за даними лабораторних досліджень і ГК відносяться до помірно глинистих (можливо із слабким впливом поліміктовості), цей зв'язок описується наступним рівнянням: К_гл = 0,3·ДІ + 0,06 , (R=0,903).

Коефіцієнт залишкової водонасиченості (К_вз) характеризує сумарний об'єм залишкової капілярно-утримуючої, фізично-зв'язаної та води кутових пор. Розглянемо аналітичний вираз для описання залежності К_вз=f(К_п), запропонований в працях Кожевнікова Д.А. та Коваленко К.В., який має наступний вигляд:

К_вз=1-(М-м₀)(1-м/К_п)/(М-м),

якщо М ? К_п ? м, де М - ємність матриці породи; м₀ - доля незнижуваного об'єму води, що утримує матриця; м - повна водоутримуюча здатність колектора. З цієї моделі випливає, що доля зв'язаної води утримувана цементом буде дорівнювати:

Дм=м-м₀.

Одною з переваг такої моделі є можливість використання констант (М, м_0, м) для оцінки коефіцієнта ефективної пористості К_п.еф, що характеризує об'єм породи, який можуть займати вуглеводні:

К_п.еф=К_п·К_нг.max=К_п(1-К_вз)=(М-м₀)(К_п-м)/(М-м),

де К_нг.max - максимально можливе значення коефіцієнта нафтогазонасичення.

Ця модель виглядає досить перспективною, вона дозволяє оцінювати важливі петрофізичні параметри та використовувати їх для практичних цілей, наприклад, у тривимірній геологічній моделі резервуару вуглеводнів. Однак, для її використання повинні виконуватись як найменше дві умови: незмінність ємності матриці породи М і мінерального складу цементу.

Постійність значення М притаманна гранулярним колекторам, пористість яких регулюється, головним чином, вмістом глинистої фракції, цементом породи. Виходячи із графіку співставлення значень К_п та С_гл, отриманих за даними лабораторного дослідження керну з відповідно нанесеними теоретичними кривими М, можна зробити припущення, що для картамишських відкладів у інтервалі зміни пористості колекторів К_п регулюється глинистим цементом, а значення ємності матриці порід майже незмінне та коливається навколо М=22%. Для підтвердження значення М=22% проведено співставлення значень з_гл, розрахованих за встановленими при лабораторних дослідженнях керну значень К_п та К_гл та при умові М=(К_п+К_гл)=const=22%, результати якого свідчать про можливість припущення незмінності ємності матриці для порід-колекторів картамишської світи Кобзівського ГКР та прийняття його значення М=22%.

За даними макроопису кернових зразків, цемент порід-колекторів картамишської світи Кобзівського ГКР переважно глинистий (каолітогідрослюдистий) та рідше карбонатно-глинистий. Відсоток порід із карбонатно-глинистим цементом відносно незначний, це дозволяє зробити припущення про незмінність мінерального складу цементу в породах-колекторах досліджуваних відкладів.

Отримані висновки щодо матриці та цементу картамишських відкладів дозволяють розглянути графік співставлення К_вз та К_п.к з точки зору теоретичної моделі (рис.1). Виходячи з наведених положень, для встановлення константи м₀ зв'язок К_вз=f(К_п.к), при заповненні матриці сухим цементом, можна охарактеризувати функцією , що відповідає лінії 1 на графіку, а результуюча лінія об'єднання двох складових утримання зв'язаної води (крива 2):

.

Отже, якщо представити зв'язок К_вз=f(К_п) за такою моделлю, то відповідні константи, які характеризують здатність матриці та цементу породи утримувати зв'язану воду, будуть наступні: м₀=1,6%, Дм=4,9%, а ємність матриці М=22%. Для підтвердження надійності цих констант проведено співставлення значень К_п.еф, розрахованих за представленими константами та класичним способом (К_п.еф=К_п(1-К_вз)) . Отримані близькі значення при співставленні дозволяють стверджувати, що запропоновані константи відповідають результатам лабораторних досліджень і певною мірою кондиційні для подальшого практичного використання.

Рис. 1 - Графік залежності К_вз=f(К_п) для теригенних колекторів картамишської світи Кобзівського ГКР

Одним із основних параметрів, що характеризує фільтраційні властивості породи є коефіцієнт проникності К_пр, який випливає з лінійного закону фільтрації Дарсі, та характеризує здатність гірських порід-колекторів пропускати через себе флюїд при наявності градієнту тиску. Важливість петрофізичного параметру К_вз полягає ще й в його тісному зв'язку з проникністю К_пр. Для картамишських відкладів Кобзівського ГКР залежність К_пр=f(К_вз) описується наступним рівнянням:

К_пр=0,0698К_вз^-4,457, (R=0,96).

При співставленні К_пр з С_гл, К_гл та з_гл за керновими даними встановлено, що із трьох параметрів, які характеризують вміст глинистого матеріалу в породі, для тонкошаруватих порід-колекторів картамишської світи Кобзівського ГКР найкраще пов'язаний з фільтраційно-ємнісними та промисловими параметрами коефіцієнт відносної глинистості.

Звичайно, прямим результатом підтвердження якості колектора (пов'язаної з його ФЄВ) є результат випробовування. Труднощі при вивченні зв'язків ФЄВ порід картамишської світи Кобзівського ГКР із отриманими дебітами газу (Q_г) вносить той факт, що випробування свердловин у експлуатаційній колоні здебільшого проводилось завдяки спуску фільтру. Це зумовлено геологічними та економічними умовами. Вибірку довелося формувати наступним чином: насамперед відбирались свердловини, в інтервал фільтру яких входить один продуктивний колектор виявлений при інтерпретації даних ГДС, або такий пласт відмічався єдиним працюючим за даними термокаротажу (ТК). Вибірка доповнювалась свердловинами, в інтервал фільтру яких входять декілька працюючих пластів за даними ТК: від 2 до 4 з близькими ФЄВ. Тісний кореляційний зв'язок Q_г отриманий з параметрами К_п (R =0,931) та з_гл (R =0,923). Результати статистичного аналізу отриманої вибірки слід розглядати на якісному рівні, при аналізі впливу петрофізичних властивостей на отримані дебіти. Зазначені особливості не сприяють для надання рекомендацій по використанню отриманих статистичних рівнянь для кількісного прогнозу Q_г пластів-колеторів картамишської світи.

Виходячи з отриманих результатів, а саме, встановленого суттєвого впливу на фільтраційні властивості (проникність та дебіти) катрамишських порід-колекторів вмісту глинистої фракції (особливо в вигляді з_гл), закономірним буде припущення існування петрофізичного зв'язку типу lgК_пp =f(К_п, з_гл). Статистичне рівняння, одержане на вибірці даних лабораторних досліджень керну картамишської світи представлене у вигляді номограми (рис. 2) та описується рівнянням:

lgK_пр= 22.785K_п-3.225з_гл-0.912, R=0,92.

Кращий зв'язок відносної глинистості з коефіцієнтом проникності можна пояснити виходячи з міркувань, наведених у статті Карпенка О.М. і Федоришина Д.Д., де автори пов'язують пористість глинистої компоненти (К_п.гл), від якої залежить здатність цементу утримувати воду, саме з з_гл.

Рис. 2 - Номограма для визначення коефіцієнту проникності картамишських відкладів Кобзівського ГКР

Обґрунтування кількісних критеріїв для розподілу порід на колектори та неколектори. Комплексна кількісна інтерпретація даних промислової геофізики, включаючи дані випробування, дає змогу встановити граничні значення (кількісні критерії) колекторських властивостей, або відповідних геофізичних параметрів для досліджуваних порід. Встановлення граничних значень основних геолого-геофізичних параметрів проводилось на основі сформованих вибірок, в які включені, в першу чергу пласти, фізичні властивості яких вивчались за лабораторними дослідженнями керну, та продуктивність підтверджена результатами випробовування. Для покращення репрезентативності вибірки в неї включено ряд об'єктів, які за прямими якісними ознаками на діаграмах ГДС із високою достовірністю відносились до колекторів (газоносних чи водоносних) або ущільнених порід.

Граничні значення встановлювались шляхом побудови емпіричних і інтегральних кривих розподілу відповідних параметрів і приведені в таблиці 1. Варто зазначити, що не зважаючи на можливу велику кількість встановлених кондицій, для практичного їх використання слід уникати повторного застосування залежних один від одного петрофізичних і геофізичних параметрів одночасно. Наприклад, якщо при визначенні пористості використовувались значення ДТ та ДІ_г, то сумісне застосування граничних значень К_п.гр, ДТ_гр та ДІ_г.гр призведе до помилкового віднесення частини колекторів до ущільнених порід і, відповідно, спричинить заниження загальної ефективної товщини при підрахунку запасів [63].

Таблиці 1 - Граничні значення петро- та геофізичних характеристик колекторів картамишських відкладів Кобзівського ГКР

Принципи та засади інтерпретації матеріалів дослідження свердловин Кобзівського родовища. Умови проведення досліджень у свердловинах Кобзівського ГКР та геологічні (петрофізичні) особливості порід не сприяють надійному виділенню колекторів лише за якісними ознаками, найбільшого впливу мають три обставини: дуже низькі значення питомого електричного опору промивальної рідини (<0,05 Ом·м), наявність поліміктових піщано-алевролітових порід і їх значна неоднорідність (тонкошаруватість). Тому, задача виділення в розрізі свердловини пластів-колекторів у реальних умовах значно ускладнюється, для її вирішення при відсутності прямих ознак наявності колектора застосовують непрямі якісні та кількісні критерії.

Комплексування промислових даних із матеріалами сейсморозвідувальних робіт проводиться на основі, побудованих за даними ГДС, лінійних геоакустичних моделей (ЛГАМ). В таку модель входять: пористість, мінералогічний склад, швидкість розповсюдження поздовжньої хвилі та щільність порід. Важливою вимогою при побудові ЛГАМ є неперервність моделі, тобто всі параметри мають бути розраховані не лише навпроти потенційних порід-колекторів, а суцільно вздовж стовбура свердловини.

Для побудови ЛГАМ по свердловинах Кобзівського ГКР застосовувалась методика, спрямована на вирішення задач визначення об'єму порового простору та оцінки мінералогічного складу досліджуваних порід. Вона базується на комплексуванні методів ГДС: АК, ГК, НГК. Дана геологічна модель доповнювалася розрахунковими кривими - швидкістю розповсюдження поздовжньої хвилі (V = 10⁶/(Т)) та густиною (с). При цьому, оскільки в свердловинах Кобзівського ГКР не проводився щільнісний каротаж (ГГК-Щ), с розраховувалась із отриманих значень пористості та компонентного складу порід. Для врахування ущільнення глин з глибиною була використана залежність К_п.гл = f(Н), побудована В.Шишкіною для глин ДДЗ.

Сейсмічна зйомка на Кобзівській площі виконувалась методом спільної глибинної точки (МСГТ) в модифікації 3D польовою експедицією ЗАТ “Укрнафтогазгеофізика”. Обробка матеріалів виконувалась у Центрі обробки та інтерпретації геолого-геофізичної інформації ЗАТ „Укрнафтогазгеофізика” в системі Focus (Paradigm).

Структурні побудови, в основу яких покладені сейсмічні дані, вже не один десяток років слугують основою для закладання нових пошукових і розвідувальних свердловин. В наш час структурна 3D сейсморозвідка використовується не лише в якості інструменту виявлення та підготовки перспективних об'єктів, а й є каркасом для подальшої побудови цифрової тривимірної геологічної моделі родовища.

Інверсійні перетворення сейсмічного хвильового поля. Загальновідомо, що на сейсмічне хвильове поле мають вплив фізичні та літологічні характеристики середовища, такі як глинистість, пористість, структура порового простору, проникність, характер насичення (вода, нафта, газ), температура, тиск. Таким чином, у динамічних і кінематичних характеристик хвильового поля має міститися інформація про відповідні параметри порід, необхідні для створення тривимірної геологічної моделі покладів вуглеводнів.

Задача прогнозу колекторських властивостей гірських порід полягає у використанні найбільш інформативних атрибутів хвильового сейсмічного поля, які забезпечують розв`язання проблеми з необхідною достовірністю. Вирішення цієї задачі ускладнюється різною роздільною здатністю даних сейсморозвідки та ГДС.

На сьогоднішній день, окрім сейсмопараметричного аналізу, для прогнозу просторового розташування порід-колекторів широкого застосування набула інверсія сейсмічного хвильового поля. В загальному випадку, під сейсмічною інверсією розуміють групу алгоритмів, за допомогою яких традиційний сейсмічний часовий розріз трансформується в розріз так званого акустичного імпедансу (АІ, добуток густини с на швидкість V_р). Отримання розподілу акустичного імпедансу з сейсмічного хвильового поля є найбільш обґрунтованим з теоретичної точки зору. Алгоритм його розрахунку полягає у вирішенні зворотної задачі сейсморозвідки. При деконволюції сейсмічної траси з сейсмічним імпульсом отримуються коефіцієнти відбиття, які перераховуються в акустичний імпеданс. Таким чином, сейсмічне хвильове поле перетворюється в куб АІ.

У четвертому розділі розглянуті основні етапи створення тривимірних геологічних моделей покладів вуглеводнів і необхідні для цього вхідні дані. Проведено моделювання кубу літології на основі комплексування даних промислової геофізики та сейсморозвідки. Представлені методики моделювання петрофізичних параметрів з метою наповнення геологічної моделі ФЄВ.

Основними даними, які використовуються для створення тривимірних геологічних моделей покладів вуглеводнів є:

- координати та альтитуди гирла свердловин і дані інклінометрії дозволяють створити траєкторію свердловини в тривимірному просторі;

- стратиграфічні розбивки, визначені фахівцями геологами, є основою для структурних побудов та створення каркаса моделі;

- дані ГДС використовуються для кореляційних побудов, літологічного розчленування, визначення ФЄВ, фаціального аналізу, ув'язки даних сейсморозвідки та ін.;

- результати інтерпретації даних ГДС використовуються для наповнення геологічної моделі ФЄВ;

- інтервали та результати випробування свердловин, відбивки флюїдних контактів за заданими ГДС використовуються для створення відповідних поверхонь в моделі;

- петрофізичні залежності типу “керн-керн” і “керн-ГДС”, граничні значення колекторських і геофізичних параметрів, необхідні для розрахунку ФЄВ і відокремлення ущільнених зон із урахуванням літотипів;

- результати лабораторних досліджень керну, які необхідні для налаштування кількісної інтерпретації даних ГДС, а також для створення концептуальної моделі відкладів;

- матеріали наземної та свердловинної сейсморозвідки: результати структурної інтерпретації використовуються для створення каркасу тривимірної моделі; карти чи куби сейсмічних атрибутів, включаючи результати інверсії хвильового поля, необхідні для заповнення міжсвердловинного простору літологічними даними та ФЄВ; матеріали сейсмокаротажу чи ВСП використовуються при створенні коректної швидкісної моделі середовища для переходу між часовими та глибинними даними, також при наявності доцільно використовувати результати інтерпретації ВСП для заповнення навколосвердловинного простору геологічною чи петрофізичною інформацією.

Отже, при створенні тривимірної геологічної моделі покладів вуглеводнів має бути використана вся наявна інформація: загальні та геологічні дані про родовище, концептуальні уявлення про утворення та розвиток пасток вуглеводнів, результати геологічних, геофізичних, геохімічних та інших методів досліджень.

Створення тривимірної геологічної моделі передбачає наступні етапи:

· збір і підготовлення необхідних даних, створення бази даних;

· структурне моделювання, створення каркаса;

· створення 3D гріда, розбиття тривимірного простору каркаса на окремі комірки, заповнення відповідних комірок свердловинними даними;

· моделювання літофацій;

· петрофізичне моделювання;

· підрахунок запасів вуглеводнів.

Побудова структурного каркасу та 3D сітки.

Основними складовими для побудови структурного каркаса тривимірної геологічної моделі покладів вуглеводнів слугують стратиграфічні розбивки в свердловинах, стратиграфічні поверхні горизонтів і площини тектонічних порушень, отримані в результаті структурної інтерпретації сейсмічних даних. Слід відзначити, що в структурно-тектонічній моделі Кобзівського ГКР по відкладах картамишської світи тектонічних порушень не виявлено ні в результаті буріння свердловин, ні при інтерпретації даних сейсморозвідки. Ця обставина з одного боку полегшує побудову структурного каркасу та тектонічної моделі, але в зв'язку з тонкою шаруватістю порід, незначною потужністю колекторів і здебільшого однорідним заглинизованим розрізом ускладнює встановлення контурів пасток газу з плямовим розташуванням.