Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

• 1. Общие сведения о месторождении
• 2. Геологическое строение месторождения
• 2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика
• 2.2 Тектоника
• 2.3 Нефтегазоносность
• 2.4 Характеристика коллекторских свойств продуктивных пластов по керну
• 3. Построение структурной модели Софроницкого месторождения с использованием 3D моделирования
• 3.1 Программа ArcGIS
• 3.2 Методика построения 3D модели Софроницкого месторождения
• 3.3 Построение карты эффективных нефтенасыщенных Толщин и подсчет запасов на примере пласта Бш
• Заключение
• Список приложений
• Введение
• Проблема развития минерально-сырьевой базы и инженерного освоения территорий обуславливает необходимость глубинного изучения недр в трехмерном цифровом виде. В связи с этим, возникает необходимость перехода к объемному компьютерному картированию и к трехмерным геоинформационным системам.

Используемые на сегодняшний день в геокартировании географические информационные системы, т.н. ГИСы (ArcInfo-ArcView, MapInfo и др.), являются по своей идеологии плановыми, т.е. двухмерными. Информация в них организована вдоль отдельных поверхностей. Это позволяет проводить анализ одного или нескольких интересующих параметров в пределах поверхности, но не объёма. Анализировать параметры в автоматическом режиме между поверхностями по произвольно заданному сечению используемые ГИC-системы не позволяют. Для геологии это означает, что решать объёмные прогнозные задачи на базе существующих ГИС крайне затруднительно. Таким образом, существующие ГИ-системы нуждаются в дополнительных пакетах компьютерных программ, которые, с одной стороны, обеспечивали бы возможность трехмерного отображения геологической структуры, а с другой - позволяли иметь трехмерную геоинформационная модель любой территории и всей России и решать прогнозные задачи не в двух-, а трёхмерном пространстве.

Цель работы - изучение возможностей и особенностей применения геоинформационной системы ArcGIS для построения 3D моделей и при подсчете запасов объемным методом на основе 2D модели.

Для достижения поставленной цели необходимо выполнить следующие задачи:

· построение и анализ структурных карт по кровле всех продуктивных горизонтов;

· построение трехмерной модели Софроницкого месторождения;

· изучение геологического строения Софроницкого месторождения;

· детализация тектонического строения месторождения;

· подсчет запасов нефти пласта Бш объемным методом на основе 2D модели.

месторождение моделирование тектоника

1. Общие сведения о месторождении

Софроницкое месторождение нефти расположено в Уинском районе Пермской области, в 7 км восточнее районного центра.

Связь с областным центром осуществляется круглогодично по автодороге с асфальтовым покрытием Пермь - Кунгур - Орда - пос. Октябрьский. Ближайшая железнодорожная станция Щучье Озеро находится южнее месторождения в 46 км.

Наиболее крупными населенными пунктами являются села Уинское и Суда, связанные между собой указанной автодорогой.

В экономическом отношении район, в основном, сельскохозяйственный, а также ведутся лесозаготовки и нефтедобыча.

В орографическом отношении район месторождения представляет собой всхолмленную равнину, рассеченную речными долинами и оврагами.

Наибольшие водные ресурсы имеют р. Ирень и ее притоки р. Телес, представляющие собой типичные равнинные речки с извилистыми руслами. Относительное превышение рельефа составляет около 120 м.

Большая часть площади залесена или отведена под земляные угодья. В смешанных лесах растут ель, пихта, береза, осина, с преобладанием лиственных пород.

Климат района умеренно-континентальный. Максимальная температура в июле +35С, минимальная в январе -45С. Среднегодовое количество осадков составляет 550-600 мм. Толщина снежного покрова 50-70 см, почва промерзает на глубину 0,7-1,5 м. Лед на реках устанавливается в конце ноября, ледоход начинается в апреле. Преобладающее направление ветра юго-западное.

Население, в основном, русские и татары, заняты в сельском хозяйстве. Крупные промышленные предприятия и энергетическая база в пределах района отсутствуют.



Рис. 1 Выкопировка из обзорной карты Пермской области

2. Геологическое строение месторождения

2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика

Геологический разрез Софроницкого месторождения Забродовской площади изучен по данным структурных, поисковых и разведочных скважин до глубины 1780 м (скважина №252) и представлен от четвертичных отложений до турнейских отложений.

Палеозойская эратема - PZ

Каменноугольная система - С

Нижний отдел - С₁

Турнейский ярус - С₁t

Турнейские отложения сложены известняками прослоями окремнелыми. К верхней части разреза приурочен промышленно нефтеносный пласт Т1 и Т2. Вскрытая толщина отложений 59-73 м

Визейский ярус - С₁v

Кожимский надгоризонт - С₁kzh

Отложения кожимского надгоризонта, включающие бобриковский и радаевский горизонты, представлены песчаниками, алевролитами и каолинитовыми аргиллитами с линзовидными прослоями углей, углистых аргиллитов. Преобладают песчаники и алевролиты. Песчаники темно-серые и серые, светло-серые, кварцевые, мелкозернистые, с прослоями темно-серых плитчатых аргиллитов. Алевролиты темно-серые, глинистые. Толщина отложений бобриковского горизонта 27-29 м.

Толщина отложений радаевского горизонта 8-12 м.

Промышленная нефтеносность приурочена к бобриковским (пласты Бб1, Бб2) и малиновским (пласт Мл) терригенным отложениям.

Окский надгоризонт C₁ok

Тульский горизонт C₁tl

Тульский горизонт окского надгоризонта литологически представлен двумя пачками: верхней - карбонатной и нижней - терригенной.

Карбонатная часть разреза представлена известняками темно-серыми, серыми, участками доломитизированными и глинистыми толщиной 26-28 м.

Терригенная часть разреза сложена чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Аргиллиты почти черные, оскольчато-слюдистые, плотные, крепкие, с отпечатками флоры. Алевролиты темно-серые, среднезернистые, плотные, крепкие. Песчаники серые, кварцевые, пористые, плотные, крепкие. Толщина терригенной части 23-27 м. Промышленная нефтеносность приурочена к проницаемым пластам Тл2-а, Тл2-б1 и Тл2-б2.

Серпуховский ярус - С₁s

Отложения серпуховского яруса сложены известняками и доломитами участками сульфатизированными толщиной 256-259 м.

Средний отдел - C₂

Башкирский ярус - C₂b

Башкирский ярус сложен известняками с редкими прослоями доломитов, аргиллитов. Известняки серые, прослоями фораминиферовые и водорослевые. Доломиты светло-серые с зеленоватым оттенком, мелкозернистые с редкими маломощными прослоями и линзами аргиллитов. Толщина 69-70 м. Пласт Бш, приуроченный к отложениям башкирского яруса, является промышленно нефтеносным.

Московский ярус - C₂m

Московский ярус представлен мячковским, подольским, каширским и верейским горизонтами. Верхние горизонты сложены известняками и доломитами. Верейский горизонт представлен чередованием известняков и аргиллитов с редкими прослоями доломитов, алевролитов и мергелей. Общая толщина московского яруса составляет 295-298 м.

Верхний отдел - C₃

Верхний отдел каменноугольной системы сложен карбонатными породами толщиной 163-174 м.

Пермская система - P

Приуральский отдел - P₁

Сакмарский - P₁s и Ассельский - P₁a ярусы

Нерасчлененные отложения сакмарского и ассельского ярусов представлены в основном известняками прослоями битуминозными и доломитами неравномерно сульфатизированными с включениями и прослоями доломитов. Толщина отложений 264-272 м.

Артинский ярус - P₁ar

Отложения артинского яруса сложены известняками неравномерно доломитизированными, иногда окремнелыми толщиной 309-317 м.

Кунгурский ярус - P₁k

Филипповский горизонт - P₁fl

Представлен доломитами с прослоями известняков, преимущественно в нижней части с гнездами и включениями ангидрита и гипса. Толщина горизонта составляет 48-49 м.

Иренский горизонт - P₁ir

Иренский горизонт кунгурского яруса представлен не в полном объеме: верхние пачки его размыты денудационными процессами. Литологически иренский горизонт представляет собой чередование сульфатных и карбонатных пород толщиной 65-68 м.

Четвертичные отложения - Q

Четвертичные отложения залегают на размытой поверхности кунгурских пород и представлены аллювиальными суглинками, глинами, песками, включающими гнезда и линзы галечников. В местах выхода кунгурских отложений на поверхности развита карстовая брекчия. Толщина четвертичных отложений и карстовой брекчии 22-42 м.

Сводный литолого-стратиграфический разрез Софроницкого месторождения.



2.2 Тектоника

В тектоническом отношении Софроницкое месторождение расположено на восточной окраине Русской платформы, на северо-восточном окончании Башкирского свода. Оно приурочено к Южно-Чайкинской структуре, подготовленной структурным бурением в 1982 году.

В 2002 году сейсмической партией 15 ОАО «Пермнефтегеофизика» на Южно-Чайкинской структуре проведены детальные сейсморазведочные работы методикой 3D.

Тип Южно-Чайкинского поднятия - тектоно-седиментационный, в формировании его принимали участие как тектонические, так и седиментационные процессы. Амплитуда его уменьшается снизу вверх.

В позднедевонскую эпоху на основной части Южно-Чайкинской площади осадконакопление происходило в условиях глубоководного шельфа. К востоку и югу от зоны глубоководных осадков шло развитие рифогенных построек, осложнивших Южно-Чайкинскую структуру.

Настоящими работами подтвержден тектоно-седиментационный генезис поднятия.



2.3 Нефтегазоносность

Месторождение приурочено к Южно-Чайкинской структуре, подготовленной структурным бурением в 1982 году; в 1984 году - передано в фонд подготовленных.

В течение 1999-2001 гг. на структуре пробурено 4 скважины до отложений турнейского яруса:

поисковые - 229;

разведочные - 230, 238, 252.

Максимально вскрытая глубина 1790 м (скв.252). Все скважины - в консервации. При структурных построениях учтены ранее пробуренные скважины Чайкинской площади - скв. 27 (1967 г.) и скв.85 (1978 г.). Надо отметить, что скв. 238 не подтвердила наличие южной вершины на Южно-Чайкинской структуре практически по всем горизонтам, она оказалась на южной ее периклинали.

В результате проведенных работ установлена промышленная нефтеносность в карбонатных отложениях среднего (пласт Бш) и нижнего карбона (пласты Т1 и Т2); а также в терригенных отложениях яснополянского (пласты Тл2-а, Тл2-б1, Тл2-б2, Бб1 и Бб2) и малиновского (пласт Мл) надгоризонтов.

Верхне-визейско-башкирский карбонатный комплекс

Пласт Бш

Продуктивный пласт Бш прослеживается в 8,0-9,8 м от кровли башкирского яруса.

В колонне опробована скв. 252 давшая безводную нефть (1,2 т/сут при Рзаб. - 1,3 МПа); остальные скважины опробованы в процессе бурения (табл. 2).

Водонефтяной контакт принят на абс. отметке -1015 м по опробованию через колонну скв. 252 с учетом проницаемого пропластка. В скв. 238 пласт является по данным ГИС водоносным с кровли пласта -1016 м, что подтверждено испытателем пластов.

Массивная залежь имеет размеры 4,75х1,6 м, высота залежи - 10,0 м.

Залежь разделена условной линией, проведенной на середине расстояния между скв. 229 и 252; южная половина залежи отнесена к категории С₁, а северная - к категории С₂.

Площадь нефтеносности составила 5564 тыс.м² (кат. С₁+С₂) (табл. 3).

В пределах продуктивной части пласта в скважинах выделено 2 проницаемых прослоя эффективной толщиной 2,0 м (скв.252) - 2,8 м (скв.230); средневзвешенная по категории С₁ эта величина составила 0,9 м, по категории С₂ - 1,6 м. Коэффициент песчанистости по пласту - 0,13, расчлененности - 2 (табл. 5).

Визейский терригенный нефтегазоносный комплекс

По данным ГИС в пределах надгоризонта выделены пласты: Тл2-а, Тл2-б1, Тл2-б2 (окский надгоризонт), Бб1 и Бб2 (кожимский надгоризонт). Все пласты являются продуктивными.

Пласт Тл2-а

Тульский пласт Тл2-а является проницаемым только в 4-х скважинах - 229, 230, 238, 252.

Залежь приурочена к центральной части структуры (район скв. 229 и 230). Зона отсутствия коллекторов приурочена к восточной части. В скв. 238, 252 пласт Тл2-а по ГИС является водоносным.

Нефть через колонну получена в скв. 230 с абс.отметок -1353,1-1355,1 м дебитом 28 т/сут через 6 мм штуцер. В скв. 229 пласт опробован испытателем пластов (табл. 2).

Водонефтяной контакт принят условно по подошве пласта Тл2-а в скв. 230 на абс. отметке -1355 м.

Залежь пластовая литологически экранированная имеет размеры 1,5х0,9 км, высоту - 4,0 м.

В пределах проницаемой части пласта в скважинах выделено по 1-2 проницаемому прослою эффективной толщиной 0,6 м (скв.238) - 1,2 м (скв.230); средневзвешенная нефтенасыщенная толщина получилась равной 0,8 м.

Пласт Тл2-б1

Тульский пласт Тл2-б условно подразделили на пласты: Тл2-б1 и Тл2-б2, которые разделены перемычкой глинистых алевролитов толщиной 4 - 5 м. Оба пласта являются нефтеносными.

Пласт прослеживается по всей площади месторождения; замещен только в скв.27 на северо-восточном крыле.

При испытании в процессе бурения интервала 1559,0-1585,0 (-1340,1-1366,1) скважины №230 за 22 мин получено 2 м³ газированной нефти. ВНК - 1365 м принят по результатам ГИС, залежь высотой 4 м с небольшими размерами 2,1х0,8 км.

Площадь нефтеносности категории С₂ составила 1378 тыс.м² (табл.3).

В продуктивной части пласта по ГИС выделено по 1 проницаемому прослою эффективной толщиной 0,8 (скв.238) - 1,8 (скв.252) м, эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,2 до 1,6 м (табл. 4), средневзвешенная по площади равна 1,0.

Коэффициент песчанистости 0,57, расчлененности 1,0 (табл. 5).

Пласт Тл-2б2

Проницаемый пласт приурочен к центральной части структуры, а на восточном крыле он замещен плотными породами.

Залежь пластовая сводовая, размерами 1,8х0,7 км, высотой 2 м. ВНК принят на абс. отметке -1369 м по подошве нефтенасыщенного пропластка скв.229.

Площадь нефтеносности категории С₂ составила 1116 тыс.м² (табл. 3).

В продуктивной части пласта выделено 1-3 проницаемых прослоев эффективной толщиной 1,2 (скв.230) - 2,6 (скв.252), средневзвешенное значение нефтенасыщенной толщины составило 1,2 м.

Пласт Бб1

Пласт прослеживается по всей площади месторождения; замещен только в скв.27 на северо-восточном крыле.

Нефть через колонну получена в 3-х скважинах - 229, 230, 252, в скв. 238 - получена пластовая вода (табл. 2).

Водонефтяной контакт принят по подошве пласта в скв. 252 на абс. отметке -1384 м с учетом опробования в колонне.

Залежь пластово-сводового типа имеет размеры 3,2х1,2 км, высоту - 10,0 м. Площадь нефтеносности - 3125 тыс.т.

В пределах пласта по ГИС выделяется 1-2 проницаемых прослоя эффективной толщиной 1,8 м (скв.85) - 3,4 м (скв.252) (табл. 4). Коэффициент песчанистости по пласту составил 0,39, расчлененности - 1,4 (табл. 5). Средневзвешенное значение нефтенасыщенной толщины получилось равным 1,9 м.

Пласт Бб2

Прослеживается в центральной части структуры; на северной периклинали (район скв. 27 - 230) пласт замещен плотными породами.

Промышленная нефть получена в единственной скважине 229, где с абс. отметок -1385,1-1387,1 м получен дебит 30 т/сут через 5 мм штуцер (табл. 2).

Водонефтяной контакт принят условно по подошве пласта в скв.229 с учетом испытания на абс.отметке -1387 м.

Залежь пластовая с литологическим экраном в северо-восточной части. Размеры её - 1,8 х 0,6 км, высота - 2,0 м.

В пределах пласта Бб2 по данным ГИС выделяется 1-2 проницаемых прослоя эффективной толщиной 2,0 м (скв.229) - 4,2 м (скв.252) (табл. 4). Коэффициент песчанистости по пласту составляет 0,43, расчлененности - 1,5 м. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина получилась равной 0,9 м (табл. 3).

Пласт Мл

Пласт в значительной степени является неоднородным. Проницаемая часть приурочена к центральной и юго-восточной части структуры. Промышленный приток получен только в одной скважине 229 (табл. 2), где с абс. отметок -1399,1-1409,1 м получен приток нефти дебитом 23 т/сут через 5 мм штуцер.

Водонефтяной контакт принят по подошве пласта скв. 229 на абс. отметке -1409 м с учетом испытания в колонне.

Пластовая залежь экранируется плотными породами с юго-запада и северо-востока и имеет размеры 1,0х0,7 км, высоту - 10,0 м.

В проницаемой части пласта в скважинах по ГИС выделено 1-3 проницаемых прослоя эффективной толщиной 5,5 м (табл. 4). Максимальная толщина приурочена к южной периклинали поднятия. Коэффициент песчанистости по пласту равен 0,60, расчлененности - 2,5 (табл. 5). В скв. 229 эффективная нефтенасыщенная толщина по ГИС выделена равной 5,0 м; средневзвешенное её значение составило 1,9 м.

Верхне-девонско-турнейский карбонатный комплекс

По промыслово-геофизическим данным в отложениях турнейского яруса на месторождении прослеживается 2 проницаемых пласта Т1 и Т2.

Пласт Т1

Приурочен непосредственно к кровле турнейского яруса. В колонне опробованы 5 скважин - 27, 229, 230, 238, 252 (табл. 2).

Водонефтяной контакт принят на абс. отметке -1432,0 м по опробованию и данным ГИС скважины 230.

Залежь массивного типа имеет размеры 3,4х1,3 км, высоту - 18,0 м. Площадь нефтеносности составила 4238 тыс.м² (табл. 3).

В пределах продуктивной части пласта по ГИС выделяется 8-10 проницаемых прослоев эффективной толщиной 7,0 м (скв.230) - 9,4 м (скв.229); средневзвешенная по залежи величина составила 4,6 м. Коэффициент песчанистости по пласту - 0,47, расчлененности - 9,3 (табл. 5).

Пласт Т2

Продуктивный пласт Т2 располагается в 20-28 м от кровли турнейского яруса. От вышележащего пласта Т1 данный пласт отделяется пачкой глинистых известняков толщиной 4-6 м.

В колонне опробована скважина 252, где с абс. отметок -1442,4-1453,4 м получена нефть дебитом 1 т/сут при Ндин - 80 м (табл. 2).

Водонефтяной контакт принят условно на абс. отметке -1454 м по опробованию в колонне скв. 252 с учетом проницаемого пропластка. Площадь нефтеносности составила 1717 тыс.м². В контуре нефтеносности располагаются еще две скважины 229 и 230, где пласт Т2 является нефтеносным по данным ГИС.

В пределах продуктивной части пласта в скважинах выделено по два проницаемых прослоя эффективной толщиной 1,4 м (скв.229) - 2,0 м (скв.230), средневзвешенное значение которой получилось равным 1,1 м. Коэффициент песчанистости по пласту - 0,32; расчлененности - 1,75 (табл. 5).

2.4 Характеристика коллекторских свойств продуктивных пластов по керну

Исследование керна по скв. 229, 230, 238, 252 Забродовской площади проводилось в ООО «ПермНИПИнефть» в 1999 - 2001 гг. Ниже приводится краткая характеристика нефтенасыщенных частей продуктивных пластов сверху вниз.

Пласт Бш

По данным скв. 230, 252, 229, нефтенасыщенная часть пласта составлена известняками фораминиферово-водорослевыми, детритово-комковатыми и органогенно-детритовыми с прослоями доломитов мелкозернистых кавернозно-пористых (в скв. 230 и 252). В известняках отмечается доломитизация, редкие каверны, секущие и вертикальные доломитовые и нефтяные трещины. Пористость коллекторов от 7,7 до 14,8%, проницаемость мкм², средние - 12,2% по 17 и мкм² по 16 определениям; нефтенасыщенность - 0,587. Коэффициенты вариации пористости и проницаемости 0,14 и 1,735 (неоднородна выборка значений проницаемости).

Пласт Тл2-а

Нефтенасыщенная часть пласта в скв. 229, 230 сложена песчаниками кварцевыми мелкозернистыми алевритистыми, слабо глинистыми, нередко с доломитовым и известковым цементом. Пористость коллекторов 14,6 - 18,1%, проницаемость мкм²; средние - 16,6% и мкм² по 8 определениям, нефтенасыщенность - 0,838. Коэффициенты вариации пористости и проницаемости - 0,08 и 0,705 (выборка однородна по значениям пористости и достаточно однородна - по проницаемости).

Пласт Тл2-б1

Нефтенасыщенная часть пласта освещена керном в скв.229 и представлена алевролитами крупнозернистыми песчаными и песчанистыми, иногда с битумным цементом, и песчаниками мелкозернистыми алевритистыми и алевритовыми, иногда с карбонатным цементом. Коллекторские свойства невысоки - пористость до 19,2%, проницаемость не более мкм²; средние - 15,9% по 7 и мкм² по 6 определениям; нефтенасыщенность - 0,755 по 6 определениям. Коэффициент вариации пористости и проницаемости - 0,163 и 0,418 (выборки представительных данных однородные).

Пласт Тл2-б2

Нефтенасыщенная часть пласта освещена керном в скв. 229 и 230 и представлена алевролитами крупнозернистыми песчанистыми и песчаными, слабо известковисто-глинистыми, с прослоями песчаника средне-мелкозернистого глинистого и алевропесчаника слабо известковисто-глинистого. Пористость от 13,7 до 24,6%, проницаемость от 2,4 до мкм² (максимумы в песчанике среднемелкозернистом), нефтенасыщенность - от 0,475 до 0,906; средние - 16,7%, мкм² и 0,69 по 11 определениям. Коэффициенты вариации пористости и проницаемости равны 0,184 и 2,123 (очень неоднородна выборка представительных значений проницаемости).

Пласт Бб1

Нефтенасыщенная часть пласта в скв.229, 230, 252 представлена песчаниками мелкозернистыми алевритистыми, реже алевритовыми; верхняя часть пласта в скв.252 и большая освещенная керном его часть в скв.229 составлена алевролитами крупнозернистыми песчаными и песчанистыми. Цемент глинистый. Пористость от 12,3 (алевролит) до 24,1%, проницаемость 4,0 (алевролит) - мкм², средние - 18,6% по 39 и мкм² по 37 определениям; нефтенасыщенность по 37 определениям получена равной 0,818. Коэффициенты вариации пористости и проницаемости - 0,133 и 0,714 (выборки достаточно однородные). Распределение проницаемости нестабилизированное асимметричное, со смещением в сторону максимальных значений (мкм²), с дополнительным неясным максимумом в интервале мкм².

Пласт Бб2

Нефтенасыщенная часть пласта освещена керном в скв. 252 и 229 (в последней - единственный образец) и представлена - песчаниками средне мелкозернистыми и даже мелко среднезернистыми, с прослоями алевролита крупнозернистого (скв.229). Пористость коллекторов от 14,0 до 18,2%, проницаемость от 4,9 до мкм² (минимальные значения принадлежат алевролитам). Средняя пористость - 16,2% по 7, проницаемость и нефтенасыщенность мкм² и 0,833 по 6 определениям. Коэффициенты вариации пористости и проницаемости 0,074 и 0,551 (выборки однородные).

Пласт Мл

Нефтенасыщенная часть пласта охарактеризована керном в скв.229; сложена песчаниками мелкозернистыми алевритистыми. Пористость и проницаемость от 11,1 до 21,3% и от 4,78 до мкм² (минимальные значения - в песчанике битуминозном известковистом). Средние пористость, проницаемость и нефтенасыщенность по 22 определениям - 18,9%, мкм², 0,884. Коэффициенты вариации пористости и проницаемости 0,134 и 0,516 (выборки относительно однородные). Распределение проницаемости нестабилизированное асимметричное со сдвигом в сторону максимальных значений (мкм²).

Пласт Т1

Нефтенасыщенная часть пласта освещена керном, в основном, в скв.229 и 252, в меньшей степени - в скв. 238 и 230. Сложена известняками комковато-водорослевыми, фораминиферово- и сгустково-водорослевыми, водорослевыми с детритом, комковато- и сгустково-детритовыми. Нередко отмечается слабая доломитизация, прослоями каверны (настоящие кавернозно-пористые разности описаны лишь в скв.252), трещины с нефтью, секущие и вертикальные (скв.238, 252). Пористость коллекторов от 8,2 до 17,5%, проницаемость от 0,65 до мкм² (максимальные значения - в кавернозно-пористом фораминиферово-водорослевом известняке из скв. 252), средние - 11,6%; мкм²; 0,747 - по 86 определениям. Коэффициенты вариации пористости и проницаемости 0,181 и 1,323 (неоднородна выборка значений проницаемости коллекторов). Распределение проницаемости нестабилизированное с максимумом в интервале мкм² (и дополнительным мкм²).

Пласт Т2

Пласт Т2 не охарактеризован представительным керном.

Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности продуктивных пластов по керну представлена в таблице 1.

3. Построение структурной модели Софроницкого месторождения с использованием 3D моделирования

3.1 Программа ArcGIS

ArcGIS - семейство программных продуктов компании ESRI, одного из лидеров мирового рынка геоинформационных систем(ГИС). ArcGIS построена на основе технологий COM, .NET, Java, XML, SOAP. Новейшая версия -- ArcGIS 10,1.

ArcGIS позволяет визуализировать (представить в виде цифровой карты) большие объёмы статистической информации, имеющей географическую привязку. В среде создаются и редактируются карты всех масштабов: от планов земельных участков до карты мира.

Данная программа содержит более 450 инструментов: для проведения анализа, конвертации, управления данными, геокодирования, работы с растрами; от оверлинейных операций, построения буферных зон, инструментов для выявления пространственных закономерностей и управления данными до расширенных возможностей обработки растров, методов интерполяции и оценки качества данных, зональной фильтрации, многофакторного анализа, растровой алгебры, построения и проверки топологии, построение графических схем.

Визуализация заключается в производстве качественных картографических продуктов со всеми необходимыми элементами зарамочного оформления, использованием прозрачности, собственных или уже готовых стандартных условных знаков, штриховок, градуированных символов, картограмм и диаграмм. Автоматическая генерация схем сетевых объектов, представление данных, изменяющихся во времени, а также возможность 3D визуализации, расширяющая области применения ГИС.

В ArcGIS можно быстро создать реалистичную виртуальную 3D сцену на основе пространственных данных, как локального уровня, так и в масштабе всей Земли, с использованием цифровых моделей рельефа, космических и аэроснимков, любых векторных данных и фотореалистичных моделей объектов. Работать с трехмерными объектами можно так же, как и со стандартными ГИС-слоями - делать выборки, получать атрибутивную информацию, оформлять сцены в соответствии с поставленными задачами.

Моделирование в данной работе проводиться с помощью настольной версии ArcGIS. Настольные продукты ESRI семйства ArcGIS (ArcView, ArcEditor, ArcInfo) объединяет общая архитектура и интерфейс; базовые приложения ArcMap (решение картографических задач), ArcCatalog (доступ и управление пространственными данными в локальной сети или через интернет) и ArcToolbox (геообработка пространственных данных), но различаются по функциональности, количеству инструментов геообработки и пространственного анализа.

Дополнительные модули ArcGIS построены по одной технологии с настольными продуктами семейства ArcGIS, добавляют более 200 инструментов геообработки и пространственного анализа. В данной работе в основном будут использованы инструменты двух модлей: ArcGIS Spatial Analyst содержит набор функций для пространственного моделирования и анализа: интерполяция различными методами, создание растровых данных, пространственная фильтрация и растровая алгебра, гидрологический анализ, построение профилей, зон видимости и объемов. Позволяет решать множество аналитических задач, например, выявление пространственных взаимосвязей, построение стоимостных поверхностей, многофакторный анализ и определение подходящих местоположений.

ArcGIS 3D Analyst предоставляет пользователям функции моделирования и анализа поверхностей, а также приложения для создания и трехмерного отображения моделей местности как локального (приложение ArcScene), так и глобального (приложение ArcGlobe) масштаба. Информация о рельефе и двумерные пространственные данные, составляющие основу трехмерной модели местности, могут быть дополнены реалистичными моделями объектов, надписями и анимацией.[1]

3.2 Методика построения 3D модели Софроницкого месторождения

В качестве исходных данных для построения трехмерной модели были использованы структурные карты Софроницкого месторождения по кровлям девяти продуктивных пластов (Бш, Тл2-а, Тл2-б1, Тл2-б2, Бб1, Бб2, Мл, Т1, Т2) в растровом виде, а также стратиграфические отбивки по скважинам Софроницкого месторождения.

Рис.3 Структурная карта Софроницкого месторождения по кровле Башкирского нефтяного пласта.

На первом этапе было осуществлено преобразование исходных данных в цифровой вид. Табличные данные были заданы в цифровой форме в виде таблиц Excel. Для представления карты в цифровом виде было осуществлено преобразование изображения из формата WMF в формат JPEG. Затем полученное изображение загружено в программу ArcGIS.

На втором этапе была проведена пространственная привязка и выполнена векторная трансформация, для наложения растра на цифровую карту данной территории.

Третий этап заключался в осуществлении векторизации местоположения скважин. В результате были созданные векторные слои и построена карта расположения скважин на описываемой территории (рис. 4).

Рис. 4 Векторизованная карта

Следующий этап - построение цифровых моделей продуктивных пластов. Для этого было проведено соединение таблицы атрибутов скважин и таблиц стратиграфических отбивок месторождения. После чего мы приступили к непосредственному построению модели.

В пакете ArcGIS реализованы несколько способов интерполяции: ОВР, сплайн, кригинг и топо в растр). Для решения поставленной задачи (построения 3D модели Софроницкого месторождения) мы использовали метод топо в растр. С помощью модуля Spatial Analyst, были построены GRID модели кровли всех нефтеносных пластов (рис.5).

Рис. 5. GRID-модель по кровле башкирского яруса.

Для отображения этой поверхности в трехмерном пространстве используется приложение ArcScene, в которое загружается полученная растровая модель. В свойствах слоя указываются базовые высоты, подбирается цветовая схема и т.д. После чего в окне ArcScene появляется растровая модель (Рис. 6).

После чего были подобраны значки для более удобного отображения скважин.

Рис. 7. 3D модель по кровле Башкирского нефтоносного пласта

В результате наложения 3D моделей по каждому продуктивному горизонту (приложения 1-9) была получена 3D-модель строения Софроницкого месторождения (приложение 10).

3.3 Анализ структурных карт и 3D моделей

В результате построения 3D-модели Софроницкого месторождения (приложение 10) мы наблюдаем общее сохранение структурного плана от турнейского до башкирского ярусов.

По кровле турнейского яруса структура представляет собой два самостоятельных купола, разделенные прогибом. Размеры куполов по оконтуривающей изогипсе -1430 м примерно 3,5х1,8 км амплитудой около 20 м и 0,8х0,4 км амплитудой 5 м (рис. 8).

Рис. 8. Структурная карта по крове турнейского яруса

По кровле терригенных отложений радаевского горизонта (пласт Мл) структурный план существенных изменений не претерпел и, в целом характеризуется согласным залеганием с кровлей турнейского яруса. По замыкающей изогипсе -1410 м размеры куполов 2,5х1 км амплитудой около 15м и 1х0.8 км амплитудой 5м (рис. 9).

Рис. 9. Структурная карта по кровле пласта Мл.

По кровле бобриковского горизонта выделяется одна куполовидная структура размерами по замыкающей изогипсе -1390 м примерно 4х2 км и амплитудой 15-20м (рис. 10).



Рис. 10. Структурная карта по кровле бобриковского горизонта.

По кровле терригенных отложений тульского горизонта структурный план характеризуется согласным залеганием с кровлей бобриковского горизонта. По замыкающей изогипсе -1360 м размеры купола примерно 3х1 км амплитуда 10-15м (рис. 11).



Рис. 11. Структурная карта по кровле терригенных отложений тульского горизонта.

По кровле башкирского яруса отмечается общее выполаживание структурных форм, сокращается амплитуда поднятий. Размеры по замыкающей изогипсе -1010 приблизительно м 2,5х1,5 км амплитуда около 5м (рис. 12).



Рис. 12. Структурная карта по кровле башкирского яруса

Все описанные структурные формы находят почти полное подтверждение по всем пробуренным горизонтам.

3.4 Построение карты эффективных нефтенасыщенныхТолщин и подсчет запасов на примере пласта Бш

В качестве исходных данных использовались данные из отчета ООО «ПермНИПИнефть»:

- данные границы внешнего контура нефтеносности;

- изопахиты, границы категорий, значения эффективных нефтенасыщенных толщин по 6 скважинам изучаемой площади (рис. 13).



Рис. 13. Исходные данные

Подсчет запасов проводился с использованием функций программы ArcGIS в несколько этапов:

- Преобразование исходных данных в цифровой вид, векторизация местоположения скважин и т.д.

- Выделение в пределах контура нефтеносности отдельных участков планиметрии;

- Вычесление средних нефтенасыщенных толщин в пределах каждого участка планиметрии;

- Подсчет суммарных запасов углеводородов для участков насыщения коллекторов нефтью.

Выделение в пределах контура нефтеносности отдельных участков планиметрии;

Разбивка территории на поля планиметрии осуществляется с учетом взаимного положения изопахит, внешнего контура нефтеносности, границы категорий. Поэтому на первом этапе необходимо объединить в одном слое линейные объекты слоев изопахита1.shp, изопахита2.shp, внеш.контур н-ти.shp, категории.shp. Для этого используем инструмент Объект в линию из группы инструментов Управление данными<Пространственные объекты. Затем конвертируем вновь образованный слой в полигональный с помощью инструмента Объект в полигон из группы инструментов Управление данными< Пространственные объекты. В результате получаем полигональный слой polygon, включающий 1 составной полигональный объект.

Далее в таблице атрибутов слоя polygon добавляем поле Shape_Area. Вычисляем площадь каждого полигона: выделяем поле, выбираем пункт Вычислить геометрию (свойство - Area).

Рис. 14. Поля планиметрии

Вычесление средних нефтенасыщенных толщин в пределах каждого участка планиметрии

Для определения средних эффективных нефтенасыщенных толщин пласта в пределах каждого поля планиметрии выполним пространственное соединение обьектов слоя polygon и слоев изопахита1-2, включающих изолинии эффективных нефтенасыщенных толщин. Выбираем тип соединения JOIN_ONE_TO_MANY, опцию сопоставления пространственного положения объектов слоев INTERSECT.

Создаем резюмирующую таблицу plan_isoline_sum по полю ID атрибутов слоя polygon. Для этого воспользуемся командой Суммировать меню кнопки Опции.

Аналогично выполняем пространственно соединение объектов слоя polygon и точечного слоя SkvEFF, содержащего значения эффективных нефтенасыщенных толщин по скважинам. Выбираем тип соединения JOIN_ONE_TO_MANY, опцию сопоставления пространственного положения объектов слоев CANTAINS.

Создаем резюмирующую таблицу Plan_skv_Sum по полю ID атрибутов слоя polygon.

Выполняем соединение резюмирующих таблиц Plan_isoline_sum и Sum_skv по общему полю ID, содержащему номер поля планиметрии. В результате получим таблицу Sum.

Подсчет запасов нефти

Суммируем таблицу Sum, Создаем поле Zapas используя калькулятор поля вычисляем запасы по формуле Q_H=V*K_п* K_н*p*b,

Где K_п, K_н, p, b - данные взяты из отчета ООО «ПермьНИПИнефть» (табл. 6). V - объем, (площадь участка полигона помноженная на его среднюю нефтенасыщенныую толщину).

В результате подсчета суммарные запасы нефти пласта Бш составили 514 тыс. т. (рис. 14), что на 3% меньше запасов представленных в отчете ООО «ПермьНИПИнефть» (табл. 6).



Рис. 15. Суммарные запасы нефти по категориям C1 и С2.

Заключение

В ходе работы были выполнены следующие задачи:

1. Построены структурные карты по кровле всех продуктивных пластов;

2. Построена трехмерная модель Софроницкого месторождения;

3. Изучено геологическое строение Софроницкого месторождения;

4. Произведена детализация тектонического строения месторождения;

5. Подсчитаны запасы нефти пласта Бш объемным методом на основе 2D модели.

В результате построения 3D модели можно наглядно уведеть общее сохранение структурного плана Софроницкого месторождения от турнейских до башкирских отложений.

Результаты подсчета запасов в настоящей работе в программе ArcGIS, отличаються от данных ООО «ПермьНИПИнефть» примерно на 3%.

Основными результатами является то, что в ходе работы были собраны и проанализированы материалы для построения 3D модели и подсчета запасов. Выявлены преимущества использования программы ArcGIS для выполнения геологических задач.

Приложение 1

3D модель по кровле пласта Бш

Приложение 2

3D модель по кровле пласта Тл2-а

Приложение 3

3D модель по кровле пласта Тл2-б1

Приложение 4

3D модель по кровле пласта Тл2-б2

Приложение 5

3D модель по кровле пласта Бб1

Приложение 6

3D модель по кровле пласта Бб2

Приложение 7

3D модель по кровле пласта Мл

Приложение 8

3D модель по кровле пласта Т1

Приложение 9

3D модель по кровле пласта Т2

Приложение 10

3D модель Софроницкого месторождения

Размещено на Allbest.ru

...