Способ классификации геодинамического состояния разрабатываемых месторождений углеводородов нефтегазоносного бассейна Российский патент 2021 года по МПК G01V9/00 G01V99/00 G06F30/20 

Изобретение относится к области анализа геофизических процессов, его области применения: идентификация геодинамического состояния (ГДС) продуктивных пластов (ПП) и разрабатываемых месторождений углеводородов (УВ) нефтегазоносного бассейна (НГБ), выявление опасных геодинамических процессов, выбор рационального режима разработки месторождений УВ НГБ. Преимущественная область применения - классификация разрабатываемых месторождений УВ НГБ по их геодинамическому состоянию.

Согласно проведенного патентного анализа известен способ обнаружения лито-сферных зон переменной геодинамической активности, основанный на анализе данных ионосферных спутниковых измерений магнитной и электрической компонент поля низкочастотных излучений околоземной плазмы с последующим исключением из рассмотрения традиционно возмущенных областей и выделением зон устойчивого наблюдения индуцированных излучений ионосферной плазмы, причем одновременно фиксируют плотность потока электронов низких энергий и температуру окружающей спутник околоземной плазмы, затем выполняют корреляционный анализ для всех сочетаний зарегистрированных параметров, сравнивают полученный результат с данными геолого-геофизического картирования литосферной зоны, расположенной в зоне проекции на Землю орбиты спутника и делают вывод об обнаружении литосферных зон переменной геодинамической активности (см. патент РФ RU 2158942, МПК⁷ G01V 3/12, 29.10.1999).

Способ направлен на исследование физических явлений, происходящих в околоземном космическом пространстве на высотах внешней атмосферы за счет анализа спутниковых результатов одновременных измерений интенсивности магнитной и электрической компонент поля низкочастотных шумовых излучений, плотности потока электронов и температуры окружающей спутник плазмы, а поэтому классифицировать с его помощью разрабатываемые месторождения углеводородов по геодинамическому состоянию нефтегазоносного бассейна не представляется возможным.

Известен способ анализа геодинамического полигона многоцелевого назначения по полезной модели, содержащей наземный полигон (НП), мобильное средство наблюдения (МСН) и центр сбора, регистрации и обработки информации (ЦСРО), при этом НП включает опорные пункты (ОП) для измерения параметров геофизических полей (ПГП), размещаемые посредством МСН на ОП НП средства измерения ПГП, средство высокоточной геодезической привязки ОП и средство первичной регистрации данных (ПРД), средства измерения ПГП выполнены в виде гравиметрической, и/или магнитометрической, и/или электрометрической, и/или термометрической, и/или сейсмометрической аппаратуры, в качестве средства высокоточной геодезической привязки ОП использована дифференциальная система спутниковой навигации (ДССН), а НП и МСН выполнены с возможностью передачи информации ПРД в ЦСРО, НП выполнен с возможностью измерения векторного поля региональных геодинамических деформаций, а также мониторинга локальных сдвиговых характеристик грунтов и включает ОП в виде N реперов, представляющих собой монолитные бетонные фундаменты, жестко связанные в подземной части с коренной геологической породой и снабженные в надземной части средством для высокоточной стационарной установки антенны ДССН и датчиков ПГП (см. патент на полезную модель №18314, МПК G01V, 20.02.2001).

Недостаток способа в направленности на исследование зон, в которых пролегают нефте- и газопроводы, а также необходимости в геодезической привязке с использованием дифференциальной системы спутниковой навигации.

Известен способ оценки влияния факторов на безопасность эксплуатации подземного хранилища газа (ПХГ) в пористом пласте, предназначенный для определения влияния различных природно-техногенных процессов на безопасность эксплуатации ПХГ. Способ включает создание полигона и проведение на нем комплексного мониторинга, построение карты по его результатам и прогнозирование возникновения чрезвычайных природно-техногенных событий, причем комплексный мониторинг проводят на региональном и локальном этапах по аэрокосмическому, деформационному, геофизическому, гидрогеологическому и флюидодинамическому блокам с использованием различной пространственно-временной детальности измерений, затем разрабатывают классификацию критериальных показателей для оценки риска и сравнивают рассчитанные показатели с критериальными, оценивают интенсивность проявления опасных техногенно-индуцированных процессов по единому суммарному коэффициенту состояния ПХГ, который сравнивают с предварительно рассчитанным критериальным коэффициентом и строят итоговую карту ранжирования территории по степени опасности (см. патент РФ №2423306, МПК: B65G 5/00; G01V 11/00; Е21 В 47/00, 24.02.2010).

Способ направлен на повышение надежности и безопасности эксплуатации ПХГ с определением влияния природно-техногенных процессов, но не позволяет классифицировать с его помощью разрабатываемые месторождения УВ по геодинамическому состоянию всего нефтегазоносного бассейна не представляется возможным, что является его основным недостатком.

Известен способ идентификации зон опасности сооружений, относящийся к области строительства и эксплуатации подземных и наземных сооружений и предназначенный для изучения строения и современной геодинамики земной коры с осуществлением прогноза степени активизации деформационных процессов при поиске, разведке и эксплуатации месторождений полезных ископаемых. Способ предусматривает проведение наземных и/или спутниковых повторных геодезических измерений земной поверхности в наблюдательных пунктах с одновременным измерением вертикальных и горизонтальных смещений, далее определяют амплитуды вертикальных и горизонтальных аномальных смещений земной поверхности, определяют величины относительных вертикальных и горизонтальных деформаций, по величинам которых судят об опасности для подземного или наземного сооружения, расположенного на этом участке земной поверхности (см. патент РФ №2467359, G01V 9/00, 16.06.2011).

Способ направлен на повышение надежности строительства и безопасности эксплуатации сооружений с необходимостью повторных геодезических измерений земной поверхности в наблюдательных пунктах, но классифицировать с его помощью разрабатываемые месторождения углеводородов по геодинамическому состоянию нефтегазоносного бассейна не представляется возможным, что является основным его недостатком.

Более близок к предлагаемому изобретению является способ определения геодинамической активности недр разрабатываемого месторождения углеводородов (УВ), при котором устанавливают сейсмические станции и регистрируют с их помощью сейсмические сигналы, объединяют сейсмические станции в сейсмологическую сеть из расчета не менее трех станций на 10000 км², интегрируют данные о сейсмической активности недр разрабатываемого месторождения УВ, задают пороговое значение выделившейся сейсмической энергии на 10000 км², сравнивают интегрированные данные с заданным пороговым значением, и если порог не превышен, то продолжают интегрировать данные, а если превышен, то проводят геодинамическое районирование недр разрабатываемого месторождения УВ с его окрестностями с разрешением не более 100 км², выделяют участки с аномально высокой геодинамической активностью, на которых уплотняют сейсмологическую сеть за счет добавления на каждом не менее двух сейсмических станций с их размещением на расстоянии от 3 до 5 км друг от друга, находят сейсмически активные структуры геологической среды разрабатываемого месторождения УВ и с их учетом определяют деформации земной поверхности на выделенных участках, определяют величину геодинамической активности каждого выделенного участка по агрегированной модели с использованием нормированных частных показателей геодинамической активности и их весовых коэффициентов, причем выбор частных показателей геодинамической активности осуществляют с учетом особенностей разрабатываемого месторождения УВ из предложенного перечня, затем присваивают найденные величины геодинамической активности выделенным участкам, строят вектор, компонентами которого берут полученные значения геодинамической активности выделенных участков, после чего определяют модуль вектора, нормированного по количеству выделенных участков, и по величине модуля вектора судят в диапазоне от 0 до 1 о геодинамической активности недр разрабатываемого месторождения УВ с его окрестностями. (см. патент RU №2575469, МПК: G01V 9/00; G01V 1/28. Дата подачи заявки 12.11.2014. Опубл. 20.02.2016. Бюл. №5)

Общими признаками предлагаемого технического решения и прототипа являются определение геодинамических параметров, характеризующих геодинамическое состояние (ГДС) продуктивных пластов (ПП) и разрабатываемых месторождений углеводородов (УВ) нефтегазоносного бассейна (НБР). Однако, способ по прототипу направлен на определение геодинамической активности недр единичного разрабатываемого месторождения УВ, но классифицировать по геодинамическому состоянию разрабатываемые месторождения углеводородов нефтегазоносного бассейна не представляется возможным, что является основным его недостатком.

Технический результат, достигаемый при использовании настоящего изобретения, заключается в существенном повышении эффективности оценки геодинамического состояния множества разрабатываемых месторождений УВ нефтегазоносного бассейна.

Задача решается тем, что в предложенном способе классификации геодинамического состояния (ГДС) разрабатываемых месторождений углеводородов нефтегазоносного бассейна (НГР) последовательно выполняют четыре этапа: подготавливают геодинамические данные продуктивных пластов (ПП); определяют ГДС ПП; находят ГДС разрабатываемых месторождений углеводородов (УВ) НГБ и строят классификацию ГДС разрабатываемых месторождений УВ нефтегазоносного бассейна.

На первом этапе отсеивают законсервированные месторождения УВ НГБ, подсчитывают общее количество продуктивных пластов и ПП в каждом месторождении, а также количество разрабатываемых месторождений УВ НГБ, составляют открытый перечень геодинамических параметров, например: средняя глубина залегания; площадь нефте/газоносности; средняя толщина продуктивного пласта; средняя эффективная нефтенасыщенная толщина; коэффициент пористости; коэффициент нефтенасыщенности; коэффициент проницаемости; коэффициент песчанистости; коэффициент расчлененности; коэффициент вязкости нефти в пластовых условиях; плотность нефти в пластовых условиях; объемный коэффициент нефти; коэффициент продуктивности; падение пластового давления; частота тектонических нарушений; плотность сети пробуренных скважин; площадь месторождения; количество гидроразрывов; определяют значения геодинамических параметров для каждого ПП, находят максимальные значения каждого геодинамического параметра среди соответствующих параметров всех продуктивных пластов разрабатываемых месторождений НГБ, принимают базовые значения параметров перечня, ориентируясь на найденные максимальные значения и нормируют в диапазоне от 0 до 1 значения геодинамических параметров для каждого ПП.

На следующем втором этапе преобразуют перечень параметров в ранжированный по степени важности ограниченный список геодинамических параметров, выбирают для ПП каждого месторождения из найденных нормированных значений соответствующие величины, находят для ПП каждого месторождения коэффициенты весомости параметров, входящих в ограниченный ранжированный список, вычисляют с использованием результатов ранжирования величину агрегированной модели для каждого продуктивного пласта, присваивают найденные величины агрегированных моделей соответствующим значениям геодинамического состояния продуктивных пластов.

После чего переходят к следующему третьему этапу, на котором ранжируют по геодинамическому состоянию продуктивные пласты в каждом месторождении НГБ, определяют для ПП в каждом месторождении соответствующие весовые коэффициенты, определяют величины агрегированных моделей для каждого месторождения НГБ, ставят в соответствие найденные величины агрегированных моделей соответствующим значениям ГДС разрабатываемых месторождений УВ нефтегазоносного бассейна.

Затем, переходят к заключительному четвертому этапу построения искомой классификации, на котором определяют оптимальное количество интервалов геодинамического состояния разрабатываемых месторождений, находят диапазон изменения ГДС месторождений УВ НГБ, определяют величину интервала, вычисляют границы интервалов, определяют количество месторождений, попавших в каждый интервал, строят соответствующую гистограмму и определяют с использованием критериев согласия при выбранной доверительной вероятности закон распределения геодинамических состояний разрабатываемых месторождений УВ нефтегазоносного бассейна. После каждого нового определения значений геодинамических параметров этапы и операции в заданной последовательности повторяют.

Совокупность существенных признаков способа классификации геодинамического состояния разрабатываемых месторождений углеводородов нефтегазоносного бассейна достаточна для достижения технического результата, который может быть получен при осуществлении изобретения, причем она обеспечивает получение технического результата во всех случаях, на которые распространяется испрашиваемый объем правовой охраны.

Графическая часть включает в себя: фиг.1, на которой изображена функциональная схема способа классификации геодинамического состояния разрабатываемых месторождений углеводородов нефтегазоносного бассейна; фиг.2, на которой приведена карта месторождений полезных ископаемых, увязанная с государственным балансом запасов (ГБЗ), в том числе отражены месторождения УВ выбранного НГБ; фиг.3, на которой приведен фрагмент списка месторождений УВ нефтегазоносного бассейна; фиг.4 - значения геодинамических параметров продуктивных пластов (фрагмент) Баклановского поднятия, отн. ед.; фиг.5 - фрагмент значений агрегированных моделей ГДС продуктивных пластов; фиг.6 - фрагмент значений агрегированных моделей ГДС разрабатываемых месторождений УВ выбранного НГБ; фиг.7 - гистограмма с количеством разрабатываемых месторождений УВ, попавших в каждый из шести интервалов, построенные по экспериментальным и теоретическим данным.

Способ классификации геодинамического состояния разрабатываемых месторождений углеводородов нефтегазоносного бассейна включает в себя следующие этапы и операции (фиг.1). Последовательно выполняют четыре этапа: 1 - подготавливают геодинамические данные; 2 - определяют ГДС продуктивных пластов (ПП); 3 - находят ГДС разрабатываемых месторождений УВ нефтегазоносного бассейна и 4 - строят классификацию разрабатываемых месторождений УВ.

Причем, на этапе (1): 1.1 - отсеивают законсервированные месторождения углеводородов (УВ) нефтегазоносного бассейна; 1.2 - подсчитывают общее количество и количество в каждом разрабатываемом месторождении УВ ПП, а также количество разрабатываемых месторождений УВ в НГБ; 1.3 - составляют открытый перечень геодинамических параметров, например: средняя глубина залегания; площадь нефте/газоносности; средняя толщина продуктивного пласта; средняя эффективная нефтенасыщенная толщина; коэффициент пористости; коэффициент нефтенасыщенности; коэффициент проницаемости; коэффициент песчанистости; коэффициент расчлененности; коэффициент вязкости нефти в пластовых условиях; плотность нефти в пластовых условиях; объемный коэффициент нефти; коэффициент продуктивности; падение пластового давления; частота тектонических нарушений; плотность сети пробуренных скважин; площадь месторождения; количество гидроразрывов; …; 1.4 - определяют значения геодинамических параметров для каждого ПП; 1.5 - находят максимальные значения каждого выбранного геодинамического параметра среди соответствующих параметров всех продуктивных пластов разрабатываемых месторождений нефтегазоносного бассейна; 1.6 - принимают базовые значения геодинамических параметров перечня, ориентируясь на найденные максимальные значения и 1.7 - нормируют значения геодинамических параметров для всех ПП нефтегазоносного бассейна путем деления абсолютных значений на соответствующие базовые значения той же размерности.

На этапе (2): 2.1 - преобразуют перечень параметров в ранжированный по степени важности ограниченный список геодинамических параметров; 2.2 - выбирают для ПП каждого месторождения из найденных нормированных значений соответствующие значения геодинамических параметров; 2.3 - находят для ПП каждого месторождения коэффициенты весомости геодинамических параметров, входящих в ранжированный список; 2.4 - вычисляют с использованием результатов ранжирования величину агрегированной модели для каждого продуктивного пласта; 2.5 - присваивают найденные величины агрегированных моделей соответствующим значениям геодинамического состояния ПП.

Переходят к этапу (3), на котором: 3.1 - ранжируют ПП в каждом месторождении по найденному геодинамическому состоянию; 3.2 - определяют для ПП в каждом месторождении соответствующие весовые коэффициенты, 3.3 - определяют величины агрегированных моделей для каждого месторождения нефтегазоносного бассейна; 3.4 - ставят в соответствие найденные величины агрегированных моделей соответствующим геодинамическим состояниям разрабатываемых месторождений нефтегазоносного бассейна.

На этапе (4) для построения искомой классификации: 4.1 - определяют оптимальное количество интервалов геодинамического состояния разрабатываемых месторождений; 4.2 - находят диапазон изменения геодинамического состояния месторождений за счет нахождения максимального и минимального значений и определения их разности; 4.3 - определяют величину интервала за счет деления диапазона на оптимальное количество интервалов, 4.4 - вычисляют границы интервалов, путем прибавления к левой границе каждого интервала величины интервала; 4.5 - определяют количество с названиями месторождений, попавших в каждый интервал; 4.6 - строят соответствующую гистограмму; 4.7 - определяют с использованием критериев согласия при выбранной доверительной вероятности и соответствующем числе степеней свободы закон распределения ГДС разрабатываемых месторождений УВ НГБ и 4.8 - повторяют операции в заданной последовательности после каждого нового определения значений геодинамических параметров.

Способ классификации геодинамического состояния разрабатываемых месторождений углеводородов нефтегазоносного бассейна осуществляют следующим образом (см. фиг.1). Последовательно выполняют четыре этапа: подготавливают (1) геодинамические данные; определяют (2) геодинамическое состояние (ГДС) продуктивных пластов (ПП); находят (3) ГДС разрабатываемых месторождений УВ нефтегазоносного бассейна и строят (4) классификацию ГДС разрабатываемых месторождений УВ НГБ, причем на этапе (1): отсеивают (1.1) законсервированные месторождения УВ НГБ, подсчитывают (1.2) общее количество ПП и ПП в каждом месторождении, а также количество разрабатываемых месторождений УВ в НГБ, составляют (1.3) открытый перечень геодинамических параметров, например: средняя глубина залегания; площадь нефте/газоносности; средняя толщина продуктивного пласта; средняя эффективная нефтенасыщенная толщина; коэффициент пористости; коэффициент нефтенасыщенности; коэффициент проницаемости; коэффициент песчанистости; коэффициент расчлененности; коэффициент вязкости нефти в пластовых условиях; плотность нефти в пластовых условиях; объемный коэффициент нефти; коэффициент продуктивности; падение пластового давления; частота тектонических нарушений; плотность сети пробуренных скважин; площадь месторождения; количество гидроразрывов; …; определяют (1.4) для каждого ПП значения выбранных геодинамических параметров, входящих в перечень; находят (1.5) максимальные значения каждого выбранного геодинамического параметра среди соответствующих параметров всех продуктивных пластов; принимают (1.6) базовые значения выбранных геодинамических параметров, ориентируясь на найденные максимальные значения и нормируют (1.7) значения геодинамических параметров для каждого ПП путем деления абсолютных значений на соответствующие базовые значения той же размерности, на этапе (2) преобразуют (2.1) открытый перечень геодинамических параметров в ранжированный по степени важности ограниченный список; выбирают (2.2) для ПП каждого месторождения из найденных нормированных значений соответствующие величины; находят (2.3) для ПП каждого месторождения коэффициенты весомости геодинамических параметров, входящих в ранжированный список; вычисляют (2.4) с использованием результатов ранжирования величину агрегированной модели для каждого продуктивного пласта; присваивают (2.5) найденные величины агрегированных моделей соответствующим значениям геодинамического состояния ПП, после чего на этапе (3) ранжируют (3.1) продуктивные пласты в каждом месторождении по найденному геодинамическому состоянию; определяют (3.2) для ПП в каждом месторождении соответствующие весовые коэффициенты; определяют (3.3) величины агрегированных моделей для каждого месторождения УВ нефтегазоносного бассейна; ставят (3.4) в соответствие найденные величины агрегированных моделей соответствующим геодинамическим состояниям разрабатываемых месторождений НГБ, затем на этапе (4) для построения искомой классификации определяют (4.1) оптимальное количество интервалов геодинамического состояния разрабатываемых месторождений; находят (4.2) диапазон изменения ГДС месторождений УВ за счет нахождения максимального и минимального значений и определения их разности; определяют (4.3) величину интервала за счет деления диапазона на оптимальное количество интервалов; вычисляют (4.4) границы интервалов; определяют (4.5) количество с названиями месторождений, попавших в каждый интервал; строят (4.6) соответствующую гистограмму; определяют (4.7) с использованием критериев согласия при выбранной доверительной вероятности и соответствующем числе степеней свободы закон распределения ГДС разрабатываемых месторождений УВ НГБ и повторяют (4.8) этапы и операции в заданной последовательности после каждого нового определения значений геодинамических параметров.

В качестве примера реализации способа классификации ГДС разрабатываемых месторождений УВ НГБ, функциональная схема которого изображена на фиг.1, рассмотрим нефтегазоносный бассейн в западной части Оренбургской области с месторождениями нефти и газа, принадлежащими Волго-Уральской и Прикаспийской нефтегазоносным провинциям, карта которого, увязанная с государственным балансом запасов (ГБЗ), приведена на фиг.2.

Подготавливают (1) на первом этапе геодинамические данные, в частности, отсеивают (1.1) законсервированные месторождения УВ НГБ (см. на фиг.3 с фрагментом списка месторождений УВ НГБ п. 30, под которым обозначено законсервированное Новофедоровское месторождение), подсчитывают (1.2) общее количество продуктивных пластов (около 400) и ПП в каждом разрабатываемом месторождении УВ, а также количество разрабатываемых месторождений УВ (учтено 56) НГБ, составляют (1.3) открытый перечень геодинамических параметров, характеризующих геодинамическое состояние ПП и разрабатываемых месторождений УВ НГБ. В перечень вошли следующие параметры: средняя глубина залегания; площадь нефте/газоносности; средняя толщина продуктивного пласта; средняя эффективная нефтенасыщенная толщина; коэффициент пористости; коэффициент нефтенасыщенности; коэффициент проницаемости; коэффициент песчанистости; коэффициент расчлененности; коэффициент вязкости нефти в пластовых условиях; плотность нефти в пластовых условиях; объемный коэффициент нефти; коэффициент продуктивности; падение пластового давления; частота тектонических нарушений; плотность сети пробуренных скважин; площадь месторождения; количество гидроразрывов, определяют (1.4) значения выбранных геодинамических параметров, входящих в перечень, для каждого ПП, находят (1.5) максимальные значения каждого выбранного параметра среди соответствующих параметров всех продуктивных пластов месторождений региона, принимают (1.6) базовые значения параметров перечня, ориентируясь на найденные максимальные значения и нормируют (1.7) значения параметров для каждого ПП путем деления абсолютных значений на соответствующие базовые значения той же размерности (фиг.4 со значениями геодинамических параметров для продуктивных пластов (фрагмент) Баклановского поднятия, отн. ед.)

На втором этапе определяют (2) ГДС продуктивных пластов, для чего преобразуют (2.1) открытый перечень параметров в ранжированный по степени важности ограниченный список параметров (см. фиг.4 с ранжированным списком из 12-ти геодинамических параметров), выбирают (2.2) для ПП каждого месторождения из найденных нормированных значений соответствующие величины, находят (2.3) для ПП каждого месторождения коэффициенты весомости параметров, входящих в ранжированный список, вычисляют (2.4) с использованием результатов ранжирования величину агрегированной аддитивной модели для каждого продуктивного пласта, присваивают (2.5) найденные величины агрегированных моделей соответствующим значениям геодинамического состояния продуктивных пластов (фиг.5 с фрагментом значений агрегированных моделей ГДС ПП).

На третьем этапе находят (3) ГДС разрабатываемых месторождений УВ нефтегазоносного бассейна, для чего ранжируют (3.1) по найденным ГДС продуктивные пласты в каждом месторождении УВ НГБ, определяют (3.2) для ПП в каждом месторождении соответствующие весовые коэффициенты, определяют (3.3) величины агрегированных моделей для каждого месторождения УВ НГБ, ставят (3.4) в соответствие найденные величины агрегированных моделей соответствующим значениям ГДС разрабатываемых месторождений УВ НГБ (фиг.6 с фрагментом значений агрегированных моделей ГДС разрабатываемых месторождений УВ выбранного нефтегазоносного бассейна).

На четвертом этапе строят (4) классификацию разрабатываемых месторождений УВ НГБ, для чего определяют (4.1) оптимальное количество интервалов геодинамического состояния разрабатываемых месторождений УВ НГБ. Оптимальное количество интервалов, на которые разбивается наблюдаемый диапазон изменения случайной величины при построении гистограммы плотности ее распределения, определено по эмпирическому правилу Стерджеса. Оптимальное количество интервалов n определяется:

n=1+[log₂N],

где N - общее число наблюдений случайной величины, log₂N - логарифм по основанию 2, [] - обозначает, что нужно взять только целую часть числа.

При подстановке наших данных (N=56), получаем n=1+5=6. Далее находят (4.2) диапазон изменения ГДС месторождений УВ НГБ за счет нахождения максимального (0,851) и минимального (0,462) значений и определения их разности (0,389), определяют (4.3) величину интервала (0,065) за счет деления диапазона на оптимальное количество интервалов, вычисляют (4.4) границы интервалов, например, границы 2 и 5 интервалов следующие (0,527; 0,592], (0,721; 0,786]; определяют (4.5) количество с названиями месторождений, попавших в каждый интервал, строят (4.6) соответствующую гистограмму и определяют (4.7) с использованием критериев согласия при выбранной доверительной вероятности закон распределения (фиг.7 - гистограмма с количеством разрабатываемых месторождений УВ, попавших в каждый из шести интервалов, построенная по экспериментальным и теоретическим данным, в соответствии с критерием согласия Пирсона,). Причем, теоретические данные с высокой 95% доверительной вероятностью при трех степенях свободы соответствуют закону нормального распределения, в частности

X_i=2,221<X_{i kr}(0,05; 3)=7,8.

Таким образом, разработанный способ классификации геодинамического состояния разрабатываемых месторождений углеводородов нефтегазоносного бассейна имеет существенные технико-экономические преимущества, поскольку позволяет с достаточной точностью идентифицировать геодинамические состояния продуктивных пластов и разрабатываемых месторождений углеводородов нефтегазоносного бассейна, выявлять опасные геодинамические процессы в недрах НГБ, выбирать рациональные режимы разработки месторождений УВ НГБ и классифицировать ГДС разрабатываемых месторождений УВ НГБ. Кроме того, способ позволяет определять ГДС всего НГБ, а также сравнивать между собой по значениям ГДС нефтегазоносные бассейны, отдавая предпочтение нефтегазоносному бассейну с лучшим значением ГДС.

Изобретение относится к области классификации геодинамического состояния (ГДС) разрабатываемых месторождений углеводородов (УВ) нефтегазоносного бассейна (НГБ) и может быть использовано для идентификации ГДС продуктивных пластов (ПП) и разрабатываемых месторождений УВ НГБ, выявления опасных геодинамических процессов, выбора рационального режима разработки месторождений УВ НГБ. Преимущественная область применения - классификация ГДС разрабатываемых месторождений УВ НГБ. Согласно заявленному способу последовательно подготавливают геодинамические данные, определяют ГДС ПП, находят ГДС месторождений УВ и строят классификацию ГДС разрабатываемых месторождений УВ НГБ. Причем на выходе (1) нормируют (1.6) значения геодинамических параметров, на выходе (2) присваивают (2.4) соответствующие значения ГДС ПП, в конце (3) ставят (3.4) в соответствие геодинамические состояния разрабатываемых месторождений УВ НГБ и на выходе (4) определяют (4.6) закон распределения ГДС. Технический результат - повышение эффективности оценки геодинамического состояния множества разрабатываемых месторождений УВ нефтегазоносного бассейна. 7 ил.

Способ классификации геодинамического состояния разрабатываемых месторождений углеводородов нефтегазоносного бассейна путем определения геодинамических параметров, характеризующих геодинамическое состояние (ГДС) продуктивных пластов (ПП) и разрабатываемых месторождений углеводородов (УВ) нефтегазоносного бассейна (НГБ), отличающийся тем, что последовательно выполняют четыре этапа: подготавливают геодинамические данные; определяют ГДС ПП; находят ГДС разрабатываемых месторождений УВ НГБ и строят классификацию ГДС разрабатываемых месторождений УВ НГБ, причем на первом этапе: отсеивают законсервированные месторождения УВ НГБ, подсчитывают общее количество ПП и ПП в каждом разрабатываемом месторождении УВ, а также количество разрабатываемых месторождений УВ в НГБ, составляют открытый перечень геодинамических параметров, например: средняя глубина залегания; площадь нефтегазоносности; средняя толщина продуктивного пласта; средняя эффективная нефтенасыщенная толщина; коэффициент пористости; коэффициент нефтенасыщенности; коэффициент проницаемости; коэффициент песчанистости; коэффициент расчлененности; коэффициент вязкости нефти в пластовых условиях; коэффициент плотности нефти в пластовых условиях; объемный коэффициент нефти; коэффициент продуктивности; падение пластового давления; фонд пробуренных скважин; определяют значения выбранных геодинамических параметров для каждого ПП, находят максимальные значения каждого выбранного геодинамического параметра среди соответствующих параметров всех ПП НГБ, принимают базовые значения параметров перечня, ориентируясь на найденные максимальные значения, и нормируют значения параметров для каждого ПП, на втором этапе преобразуют открытый перечень геодинамических параметров в ранжированный по степени важности ограниченный список геодинамических параметров, выбирают для ПП каждого месторождения из найденных нормированных значений соответствующие величины, находят для ПП каждого месторождения коэффициенты весомости геодинамических параметров, входящих в ранжированный список, вычисляют с использованием результатов ранжирования величину агрегированной модели для каждого ПП, присваивают найденные величины агрегированных моделей соответствующим значениям ГДС ПП, после чего на третьем этапе ранжируют ПП в каждом месторождении УВ НГБ по найденному ГДС, определяют для ПП в каждом месторождении УВ НГБ соответствующие весовые коэффициенты, определяют величины агрегированных моделей для каждого месторождения НГБ, ставят в соответствие найденные величины агрегированных моделей соответствующим значениям ГДС разрабатываемых месторождений НГБ, затем на четвертом этапе для построения искомой классификации определяют оптимальное количество интервалов ГДС разрабатываемых месторождений УВ НГБ, находят диапазон изменения ГДС месторождений, определяют величину интервала, вычисляют границы интервалов, определяют количество с названиями месторождений, попавших в каждый интервал, строят соответствующую гистограмму и определяют с использованием критериев согласия при выбранной доверительной вероятности закон распределения ГДС разрабатываемых месторождений УВ нефтегазоносного бассейна, а после каждого нового определения значений геодинамических параметров этапы и операции в заданной последовательности повторяют.