Способ определения содержания фаций в объеме нефтегазоносного пласта Российский патент 2025 года по МПК G01V20/00 

Изобретение относится к области геологического моделирования месторождений углеводородного сырья, в частности к способам определения содержания фаций в объеме нефтегазоносного пласта, и может применяться в нефтяной и газовой промышленности в рамках работ по созданию, мониторингу и анализу неопределенностей цифровых постоянно действующих геолого-технологических моделей с целью повышения достоверности прогноза и оценки неопределенности содержания в объеме нефтегазоносных пластов фаций, характеризующихся специфическими формами, размерами и положением в пространстве, как основы для подсчета начальных геологических запасов углеводородов, а также для анализа неопределенностей и оценки рисков при подсчете начальных геологических запасов углеводородов.

Из уровня техники известен способ определения содержания фаций в объеме пласта на основе скважинных данных [Дойч К. В. Геостатистическое моделирование коллекторов / Пер. с англ., под ред. Е. М. Бирун, Д. Н. Левина. – Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2011. – 400 с., с. 64-65]. Способ заключается в определении среднего значения содержания фаций в интервале пласта в скважинах, при этом в случаях кластерной структуры исходных данных выполняют расчет декластеризованного среднего значения.

Недостатком указанного способа является значительное расхождение прогнозного и фактического содержаний в объеме пласта фаций, характеризующихся специфическими формами, размерами и положением в пространстве. Также к недостаткам способа относится возможность применения только при соблюдении условия пространственной стационарности случайной функции в области исследования.

Известен способ определения содержания фаций в объеме нефтегазоносного пласта на основе моделей замещения коллектора, принятых в практике подсчета начальных геологических запасов углеводородов [Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом / Под ред. В. И. Петерсилье, В. И. Пороскуна, Г. Г. Яценко. – Москва-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003. – 258 с., с. 10-12–10-13]. Определение содержания фаций заключается в картировании линии замещения коллектора на различном расстоянии от скважин, вскрывших коллектор и неколлектор, описании характера изменения толщины коллектора в межскважинном пространстве с последующим расчетом содержания песчаных и глинистых фаций. Локализацию линии замещения коллектора и характер изменения его толщины в межскважинном пространстве описывают с использованием пяти моделей: первая модель предполагает положение линии замещения коллектора вблизи скважин, в которых он вскрыт, с резкой потерей пластом коллекторских свойств; вторая модель описывает постепенное уменьшение толщины коллектора до нуля на середине расстояния между скважинами, вскрывшими коллектор и неколлектор; третья модель предполагает сохранение толщины коллектора до середины расстояния между скважинами, вскрывшими коллектор и неколлектор, с резкой потерей пластом коллекторских свойств в указанной локализации; четвертая модель предполагает постепенное уменьшение толщины коллектора до нуля вблизи скважин, представленных неколлектором; пятая модель описывает сохранение толщины коллектора на всем расстоянии между скважинами с резкой потерей пластом коллекторских свойств вблизи скважин, вскрывших неколлектор.

Недостатком данного способа является значительное расхождение прогнозного и фактического содержаний в объеме пласта фаций, характеризующихся специфическими формами, размерами и положением в пространстве.

Из уровня техники известны способы определения содержания фаций в объеме нефтегазоносных пластов, основанные на использовании результатов интерпретации материалов трехмерных сейсморазведочных работ. К ним относится способ прогнозирования морфометрических параметров русловых тел (палеоканалов) [Патент RU №2672766 С1, МПК G01V1/28, G01V9/00, дата публикации: 19.11.2018 г.]. Способ включает картирование палеорусла посредством выполнения объектно-ориентированной интерпретации, анализ формы излучины по сейсмообразу, определение численных характеристик высоты и длины излучины, ширины пояса руслоформирования, ширины русла, расчет коэффициента извилистости, установление типа речной системы, определение ширины пояса меандрирования и толщины русловых отложений.

Также к способам, основанным на применении результатов интерпретации материалов трехмерных сейсморазведочных работ, относится способ интерпретации сейсмических фаций с использованием текстурного анализа и нейронных сетей [Евразийский патент №004551 B1, дата публикации: 28.08.2003 г.]. Способ включает вычисление множества начальных текстурных атрибутов, характеризующих объем сейсмических данных, конструирование вероятностной нейронной сети на основании вычисленных начальных текстурных атрибутов, классификацию фаций в части объема сейсмических данных, вычисление классификации фаций по всему объему сейсмических данных при использовании сконструированной вероятностной нейронной сети.

Недостатками указанных двух способов являются необходимость проведения на площади исследования сейсморазведочных работ и невозможность использования при размерах осадочных тел, находящихся за пределами разрешающей способности метода сейсморазведки.

Из уровня техники известен способ адаптации гидродинамической модели продуктивного пласта нефтегазоконденсатного месторождения с учетом неопределенности геологического строения [Патент RU №2709047 С1, МПК Е21В49/00, G06F19/00, дата публикации: 13.12.2019 г.], который предполагает определение распределения фаций по площади месторождения по данным петрофизических и геофизических исследований и уточнение распределения фаций в межскважинном пространстве на основе сопоставления фактических показателей разработки с рассчитанными на трехмерных геологической и гидродинамической моделях.

Недостаток данного способа заключается в уточнении содержания фаций в межскважинном пространстве только на стадии разработки месторождения, только в дренируемом объеме пласта.

Наиболее близким по технической сущности к предложенному решению является способ построения геологической модели месторождений нефти и газа [Патент RU №2541348 С1, МПК Е21В49/00, G06F19/00, дата публикации: 10.02.2015 г.], который включает определение условий формирования одновозрастных пород по вещественному составу, текстурным и структурным диагностическим признакам (литолого-фациальный анализ), проведение минералого-петрографического анализа осадочных пород исследуемого объекта, интерпретацию материалов геофизических исследований скважин, установление фаций по комплексу диагностических признаков, построение геологической модели с последующим ее уточнением на основе метода палеофациальных реконструкций, выделение границы перехода морских условий осадконакопления в континентальные, определение границы «море – суша».

Недостатком известного технического решения, принятого за прототип, является определение содержания ассоциаций фаций (морские, континентальные) без указания конкретных фаций, что снижает детальность прогноза и его достоверность.

Технической проблемой, решаемой изобретением, является обеспечение достоверности прогноза и оценки неопределенности содержания в объеме нефтегазоносных пластов фаций, характеризующихся специфическими формами, размерами и положением в пространстве, как основы для подсчета начальных геологических запасов углеводородов, а также для анализа неопределенностей и оценки рисков при подсчете начальных геологических запасов углеводородов.

Техническим результатом изобретения является повышение достоверности прогноза и оценки неопределенности содержания фаций в объеме нефтегазоносных пластов за счет учета специфических форм, размеров и положения в пространстве осадочных тел.

Технический результат изобретения достигается благодаря реализации способа определения содержания фаций в объеме нефтегазоносного пласта, который включает определение условий формирования одновозрастных пород по вещественному составу, текстурным и структурным диагностическим признакам (литолого-фациальный анализ), включающего изучение петрографических шлифов под микроскопом, выполнение литологического расчленения разреза и построение литологических колонок скважин, интерпретацию материалов геофизических исследований скважин, включающую определение физических характеристик пород, выделение электрофаций и их сопоставление с данными, полученными в результате изучения кернового материала, установление ряда фаций по комплексу диагностических признаков и определение обстановки осадконакопления, построение геологической модели изучаемого пласта с учетом полученной в результате перечисленных работ информации. Отличием способа являются следующие действия. Из ряда установленных фаций выделяют фации, характеризующиеся специфическими формами, размерами и положением в пространстве. Затем измеряют толщину соответствующих указанным фациям осадочных тел, вскрытых скважинами с отбором керна, посредством установления границ осадочных тел в керне, сопоставления установленных границ с данными геофизических исследований скважин и измерения разницы истинных глубин залегания верхних и нижних границ. Далее измеряют толщину осадочных тел, вскрытых скважинами без отбора керна, посредством установления границ осадочных тел на основе данных геофизических исследований скважин и измерения разницы истинных глубин залегания верхних и нижних границ. Затем устанавливают минимальные и максимальные размеры осадочных тел путем измерения параметров аналогичных древних отложений и современных обстановок осадконакопления. Минимальное содержание в объеме нефтегазоносного пласта фаций определяют посредством размещения в объеме геологической модели пласта только пересеченных скважинами осадочных тел, форма, размеры и положение которых в условиях многовариантности обеспечивают минимальные объемы фаций. Максимальное содержание в объеме нефтегазоносного пласта фаций определяют посредством размещения в объеме геологической модели пласта максимально возможного для установленных условий формирования пород количества осадочных тел, пересеченных и не пересеченных скважинами, форма, размеры и положение которых в условиях многовариантности обеспечивают максимальные объемы фаций. Далее на основе вариантов моделей с минимальным и максимальным содержанием фаций определяют среднее значение содержания фаций как математическое ожидание дискретной случайной величины для использования при подсчете начальных геологических запасов углеводородов. Минимальное и максимальное значения содержания фаций в объеме нефтегазоносного пласта используют для анализа неопределенностей и оценки рисков при подсчете начальных геологических запасов углеводородов.

Изобретение иллюстрируется чертежами, где на фиг. 1-3 представлен пример использования предложенного способа для определения содержания фаций в объеме пласта X месторождения Y: на фиг. 1 показана фациальная карта пласта X с минимальным содержанием фации заглинизированных каналов; на фиг. 2 показана фациальная карта пласта X с максимальным содержанием фации заглинизированных каналов; на фиг. 3 представлена интерпретация заглинизированного канала на основе результатов атрибутного анализа.

Предложенный способ определения содержания фаций в объеме нефтегазоносного пласта может применяться в условиях фациально неоднородной среды, характеризующейся специфическими формами, размерами и положением в пространстве осадочных тел, для повышения достоверности прогноза и оценки неопределенности содержания фаций в объеме нефтегазоносных пластов. Предложенный способ может быть использован применительно к любой обстановке осадконакопления и не имеет ограничений по формам осадочных тел.

Терминология: фация – объем горной породы, сформировавшийся в определенной физико-географической обстановке осадконакопления, выраженной в признаках горной породы; осадочное тело – ограниченная замкнутой поверхностью часть объема горной породы, сформировавшегося в определенной физико-географической обстановке осадконакопления, выраженной в признаках горной породы. Фация может быть представлена различным количеством осадочных тел в зависимости от описываемой обстановки осадконакопления.

Предложенный способ заключается в последовательном выполнении следующих действий:

1. выполняют литолого-фациальный анализ, включающий макроскопическое и микроскопическое изучение кернового материала: исследуют структуру (гранулометрический состав и сортированность слагающих породу частиц изучают лабораторными методами: ситовый, гидравлические методы анализа, подсчет в петрографических шлифах), текстуру, органические остатки, контакты между слоями;

2. проводят минералого-петрографический анализ, включающий изучение петрографических шлифов под микроскопом;

3. выполняют литологическое расчленение разреза и построение литологических колонок скважин;

4. выполняют интерпретацию материалов геофизических исследований скважин, включающую определение физических характеристик пород, выделение электрофаций, их сопоставление с данными, полученными в результате изучения кернового материала;

5. устанавливают фации по комплексу диагностических признаков (гранулометрический состав, сортированность, текстура, наличие органических остатков, характер контактов между слоями), определяют обстановку осадконакопления;

6. с учетом полученной в результате перечисленных работ информации выполняют построение геологической модели изучаемого пласта;

7. из ряда установленных фаций выделяют те, которые характеризуются специфическими формами, размерами и положением в пространстве по отношению к направлению сноса осадочного материала;

8. измеряют в скважинах толщину осадочных тел, соответствующих фациям, характеризующимся специфическими формами, размерами и положением в пространстве: в скважинах, охарактеризованных керновым материалом, измерение толщины включает установление границ осадочных тел в керне, сопоставление установленных границ с данными геофизических исследований скважин, корректировку в случае необходимости глубины залегания границ с учетом данных геофизических исследований скважин, построение геологических колонок скважин, измерение разницы истинных глубин залегания верхних и нижних границ осадочных тел с помощью шкалы истинных глубин; в скважинах, не охарактеризованных керновым материалом, измерение толщины включает установление границ осадочных тел на основе данных геофизических исследований скважин, построение геологических колонок скважин, измерение разницы истинных глубин залегания верхних и нижних границ осадочных тел с помощью шкалы истинных глубин;

9. устанавливают минимальные и максимальные размеры осадочных тел путем измерения параметров аналогичных древних отложений и современных обстановок осадконакопления;

10. определяют минимальное содержание в объеме нефтегазоносного пласта фаций, характеризующихся специфическими формами, размерами и положением в пространстве, посредством размещения в объеме геологической модели пласта только пересеченных скважинами осадочных тел, форма, размеры и положение которых в условиях многовариантности обеспечивают минимальные объемы фаций;

11. определяют максимальное содержание в объеме нефтегазоносного пласта фаций, характеризующихся специфическими формами, размерами и положением в пространстве, посредством размещения в объеме геологической модели пласта максимально возможного для установленных условий формирования пород количества осадочных тел, пересеченных и не пересеченных скважинами, форма, размеры и положение которых в условиях многовариантности обеспечивают максимальные объемы фаций;

12. на основе вариантов моделей с минимальным и максимальным содержанием фаций, характеризующихся специфическими формами, размерами и положением в пространстве, определяют среднее значение содержания фаций как математическое ожидание дискретной случайной величины.

Среднее значение используют для прогноза содержания фаций в объеме нефтегазоносных пластов при подсчете начальных геологических запасов углеводородов. Минимальное и максимальное значения используют для оценки неопределенности содержания в объеме нефтегазоносных пластов фаций, которую применяют для анализа неопределенностей и оценки рисков при подсчете начальных геологических запасов углеводородов.

Пример осуществления способа при определении содержания фаций в объеме пласта X месторождения Y.

Интервал пласта X пересекают 8 поисковых и разведочных скважин, в которых отобран керновый материал и выполнен комплекс геофизических исследований. Общая площадь исследования – 655 км², средняя толщина пласта на площади исследования – 16 м, геометрический объем пласта на площади исследования – 10,5 км³ (655 км²*0,016 км=10,5 км³).

Реализацию предложенного способа начинают с выполнения литолого-фациального анализа, включающего макроскопическое и микроскопическое изучение отобранного из скважин кернового материала: исследуют гранулометрический состав, сортированность слагающих породу частиц, текстуру, органические остатки, контакты между слоями. Проводят минералого-петрографический анализ, включающий изучение петрографических шлифов под микроскопом. Далее выполняют литологическое расчленение разреза и построение литологических колонок скважин. Затем выполняют интерпретацию материалов геофизических исследований скважин, включающую определение физических характеристик пород, выделение электрофаций, их сопоставление с данными, полученными в результате изучения кернового материала. По комплексу диагностических признаков устанавливают фации: в двух скважинах установлена фация заглинизированных каналов, остальные скважины вскрывают русловую фацию. Таким образом, сделано заключение о том, что изучаемые отложения сформированы в континентальной обстановке осадконакопления.

Затем выполняют построение геологической модели пласта X. Из установленных фаций выделяют те, которые характеризуются специфическими формами, размерами и положением в пространстве по отношению к направлению сноса осадочного материала: из двух установленных фаций специфической формой, размерами и положением в пространстве характеризуется фация заглинизированных каналов. В скважинах измеряют толщину осадочных тел, соответствующих фации заглинизированных каналов: измерение толщины включает установление границ осадочных тел в керне, сопоставление установленных границ с данными геофизических исследований скважин, корректировку глубины залегания границ с учетом данных геофизических исследований скважин, построение геологических колонок скважин, измерение разницы истинных глубин залегания верхних и нижних границ с помощью шкалы истинных глубин. Толщина осадочных тел, соответствующих фации заглинизированных каналов, составляет 14 м в каждой скважине, вскрывшей указанную фацию. Измеряют толщину и ширину заглинизированных каналов в аналогичной континентальной обстановке осадконакопления (соотношение ширины заглинизированных каналов к толщине находится в диапазоне от 10/1 до 30/1 [Milliken K., Blum M., Martin J. Scaling Relationships in Fluvial Depositional Systems // AAPG, Search and Discovery Article. – 2012. – № 30245]). Затем устанавливают минимальные и максимальные размеры осадочных тел: минимальная ширина канала – 140 м (14 м*10=140 м), максимальная – 420 м (14 м*30=420 м).

Далее определяют минимальное содержание в объеме пласта X фации заглинизированных каналов посредством размещения в объеме геологической модели пласта только пересеченных скважинами осадочных тел, форма, размеры и положение которых в условиях многовариантности обеспечивают минимальные объемы фации (Фиг.1). В объеме пласта X размещают осадочное тело в форме извилистой линии, пересекающей скважины, в которых установлена фация заглинизированных каналов. Положение канала соответствует направлению сноса осадочного материала и обеспечивает минимальную протяженность на площади исследования (38182 м). Таким образом, объем фации заглинизированных каналов в минимальном варианте составляет 0,075 км³ (38182 м*140 м*14 м/10⁹=0,075 км³), что соответствует 0,7% (0,075 км³/10,5 км³*100%=0,7%) общего объема пласта.

На Фиг.1 представлена фациальная карта пласта X с минимальным содержанием фации заглинизированных каналов, где:

1 – скважина, вскрывшая русловую фацию; 2 – скважина, вскрывшая фацию заглинизированных каналов; 3 – направление сноса осадочного материала; 4 – граница площади исследования; 5 – заглинизированный канал; 6 – русловая фация.

Затем определяют максимальное содержание в объеме пласта X фации заглинизированных каналов посредством размещения в объеме геологической модели пласта максимально возможного для установленных условий формирования пород количества осадочных тел, пересеченных и не пересеченных скважинами, форма, размеры и положение которых в условиях многовариантности обеспечивают максимальные объемы указанной фации (Фиг. 2). Положение осадочного тела, соответствующего пересеченному скважинами каналу, устанавливают таким образом, чтобы его длина на площади исследования была максимальной (42406 м). Дополнительно к пересеченному скважинами каналу в объеме пласта размещают максимально возможное количество не пересеченных скважинами осадочных тел с учетом минимально возможного расстояния между соседними заглинизированными каналами – 3200 м (16 м*200=3200 м). В соответствии с представлениями о рассматриваемой обстановке осадконакопления заглинизированные каналы образуются в результате авульсии, следовательно, минимальное расстояние между соседними заглинизированными каналами соответствует ширине руслового пояса (соотношение ширины руслового пояса к толщине русловых отложений в современной континентальной обстановке осадконакопления составляет 200/1 [Milliken K., Blum M., Martin J. Scaling Relationships in Fluvial Depositional Systems // AAPG, Search and Discovery Article. – 2012. – № 30245]). Суммарная длина заглинизированных каналов на площади исследования в данном варианте составляет 157016 м. Таким образом, объем фации заглинизированных каналов в максимальном варианте составляет 0,923 км³ (157016 м*420 м*14 м/10⁹=0,923 км³), что соответствует 8,8% (0,923 км³/10,5 км³*100%=8,8%) общего объема пласта.

На Фиг.2 представлена фациальная карта пласта X с максимальным содержанием фации заглинизированных каналов с указанием тех же позиций, что и на Фиг.1.

На основе вариантов моделей с минимальным и максимальным содержанием фации заглинизированных каналов определяют среднее значение содержания указанной фации как математическое ожидание дискретной случайной величины. Варианты моделей, отличающиеся количеством, расположением и размерами заглинизированных каналов, которые представляются возможными в концепции построенных моделей с минимальным и максимальным содержанием рассматриваемой фации, перечислены в табл. 1. Нумерация каналов, указанных в табл. 1, выполнена в соответствии с Фиг.2 с севера на юг. Объем фации заглинизированных каналов в табл. 1 рассчитан как произведение длины, ширины и толщины каналов.

Таблица 1 - Возможные варианты фациальных моделей пласта X

Номер варианта модели Номера каналов Суммарная длина каналов, м Ширина каналов, м Толщина каналов, м Объем фации заглинизированных каналов, км³ 1 2 42406 420 14 0,249 2 1, 2 69818 420 14 0,411 3 1, 2, 3 103557 420 14 0,609 4 1, 2, 3, 4 134879 420 14 0,793 5 1, 2, 3, 4, 5 157016 420 14 0,923 6 2, 3 76145 420 14 0,448 7 2, 4 73727 420 14 0,434 8 2, 5 64543 420 14 0,380 9 2, 3, 4 107467 420 14 0,632 10 2, 3, 4, 5 129604 420 14 0,762 11 1, 2, 4 101139 420 14 0,595 12 1, 2, 4, 5 123276 420 14 0,725 13 1, 2, 5 91955 420 14 0,541 14 2, 4, 5 95864 420 14 0,564 15 2, 3, 5 98282 420 14 0,578 16 2 38182 140 14 0,075 17 1, 2 65594 140 14 0,129 18 1, 2, 3 99334 140 14 0,195 19 1, 2, 3, 4 130655 140 14 0,256 20 1, 2, 3, 4, 5 152792 140 14 0,299 21 2, 3 71921 140 14 0,141 22 2, 4 69504 140 14 0,136 23 2, 5 60319 140 14 0,118 24 2, 3, 4 103243 140 14 0,202 25 2, 3, 4, 5 125380 140 14 0,246 26 1, 2, 4 96916 140 14 0,190 27 1, 2, 4, 5 119053 140 14 0,233 28 1, 2, 5 87731 140 14 0,172 29 2, 4, 5 91641 140 14 0,180 30 2, 3, 5 94058 140 14 0,184

При равной вероятности возможных вариантов моделей, перечисленных в табл. 1, среднее содержание фации заглинизированных каналов в объеме пласта X составляет 3,6% (0,38 км³/10,5 км³*100%=3,6%, где 0,38 км³ – средний объем фации заглинизированных каналов для вариантов, представленных в табл. 1). Поскольку в объеме пласта установлено две фации, среднее содержание русловой фации составляет 96,4% (100%-3,6%=96,4%) общего объема пласта.

Для оценки результатов определения содержания фаций в объеме пласта X, полученных с помощью предложенного способа, выполнен анализ результатов динамической интерпретации материалов трехмерных сейсморазведочных работ (результаты атрибутного анализа представлены на Фиг. 3), на основе которого рассчитано фактическое содержание фации заглинизированных каналов, составившее 0,34 км³ (рассчитано в программном продукте для геологического моделирования), что соответствует 3,2% (0,34 км³/10,5 км³*100%=3,2%) общего объема пласта. Фактическое содержание русловой фации составляет 96,8% (100%-3,2%=96,8%) общего объема пласта.

На Фиг.3 представлена интерпретация заглинизированного канала на основе результатов атрибутного анализа, где А – карта мгновенных амплитуд без интерпретации; В – карта мгновенных амплитуд с интерпретацией; 1 – скважина, вскрывшая русловую фацию; 2 – скважина, вскрывшая фацию заглинизированных каналов; 3 – направление сноса осадочного материала; 7 – контур заглинизированного канала.

Для сравнения результатов определения содержания фаций в объеме пласта X выполнена оценка с использованием аналога [Дойч К. В. Геостатистическое моделирование коллекторов / Пер. с англ., под ред. Е. М. Бирун, Д. Н. Левина. – Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2011. – 400 с., с. 64-65]: среднее значение содержания фации заглинизированных каналов в объеме пласта на основе скважинных данных составляет 22,6% (14 м*2*100%/(14 м*2+16 м*6)=22,6%), среднее содержание русловой фации составляет 77,4% (100%-22,6%=77,4%) общего объема пласта. Использование прототипа [Патент RU №2541348 С1, МПК Е21В49/00, G06F19/00, дата публикации: 10.02.2015 г.] не предполагает дифференциацию фаций в континентальной обстановке осадконакопления (определяется граница «море – суша»). Сравнение фактического содержания фаций в объеме пласта X с прогнозными представлено в табл. 2. Разница между средним прогнозным значением содержания фации заглинизированных каналов, полученным с использованием аналога, и фактическим значением составляет 19,4% (22,6%–3,2%=19,4%). Разница между средним прогнозным значением содержания русловой фации, полученным с использованием аналога, и фактическим значением составляет -19,4% (77,4%–96,8%=-19,4%). Разница между средним прогнозным значением содержания фации заглинизированных каналов, полученным с использованием предложенного способа, и фактическим значением составляет 0,4% (3,6%–3,2%=0,4%). Разница между средним прогнозным значением содержания русловой фации, полученным с использованием предложенного способа, и фактическим значением составляет -0,4% (96,4%–96,8%=-0,4%).

Таблица 2 - Содержание фаций в объеме пласта X

Способ определения Среднее содержание фации заглинизированных каналов, % Среднее содержание русловой фации, % Разница между средним прогнозным и фактическим значениями, % Интерпретация результатов атрибутного анализа (фактическое значение) 3,2 96,8 Фация заглинизированных каналов Русло-вая фация Предложенный способ 3,6 96,4 0,4 -0,4 Аналог [Дойч К. В. Геостатистическое моделирование коллекторов / Пер. с англ., под ред. Е. М. Бирун, Д. Н. Левина. – Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2011. – 400 с., с. 64-65] 22,6 77,4 19,4 -19,4 Прототип [Патент RU №2541348 С1, МПК Е21В49/00, G06F19/00, дата публикации: 10.02.2015 г.] Данные о дифференциации фаций в континентальной обстановке осадконакопления отсутствуют (определяется граница «море – суша»)

На основании данных, представленных в табл. 2, можно сделать вывод о том, что использование предложенного способа позволяет повысить достоверность прогноза содержания фаций в объеме пласта за счет учета специфических форм, размеров и положения в пространстве осадочных тел. Полученные минимальное и максимальное значения повышают достоверность оценки неопределенности содержания фаций в объеме пласта за счет учета специфических форм, размеров и положения в пространстве осадочных тел. Полученные средние значения содержания фаций рекомендуется использовать при подсчете начальных геологических запасов углеводородов, полученные минимальное и максимальное значения рекомендуется использовать для анализа неопределенностей и оценки рисков при подсчете начальных геологических запасов углеводородов.

Изобретение относится к области геологического моделирования месторождений углеводородного сырья. Техническим результатом изобретения является повышение достоверности прогноза и оценки неопределенности содержания фаций в объеме нефтегазоносных пластов за счет учета специфических форм, размеров и положения в пространстве осадочных тел. Заявлен способ определения содержания фаций в объеме нефтегазоносного пласта, включающий: определение условий формирования одновозрастных пород по вещественному составу, проведение минералого-петрографического анализа осадочных пород исследуемого объекта, включающего изучение петрографических шлифов под микроскопом, выполнение литологического расчленения разреза и построение литологических колонок скважин, интерпретацию материалов геофизических исследований скважин, установление ряда фаций по комплексу диагностических признаков и определение обстановки осадконакопления, построение геологической модели изучаемого пласта. При этом из ряда установленных фаций выделяют фации, характеризующиеся специфическими формами, размерами и положением в пространстве в соответствии с направлением сноса осадочного материала. Измеряют толщину соответствующих указанным фациям осадочных тел посредством установления границ осадочных тел в керне, сопоставления установленных границ с данными геофизических исследований скважин и измерения разницы истинных глубин залегания верхних и нижних границ. Измеряют толщину осадочных тел посредством установления границ осадочных тел на основе данных геофизических исследований скважин и измерения разницы истинных глубин залегания верхних и нижних границ. Устанавливают минимальные и максимальные размеры осадочных тел. Определяют минимальное содержание в объеме нефтегазоносного пласта фаций посредством размещения в объеме геологической модели пласта только пересеченных скважинами осадочных тел, форма, размеры и положение которых в условиях многовариантности обеспечивают минимальные объемы фаций. Затем определяют максимальное содержание в объеме нефтегазоносного пласта фаций посредством размещения в объеме геологической модели пласта максимально возможного для установленных условий формирования пород количества осадочных тел, пересеченных и не пересеченных скважинами, форма, размеры и положение которых в условиях многовариантности обеспечивают максимальные объемы фаций. Затем на основе вариантов моделей с минимальным и максимальным содержанием фаций определяют среднее значение содержания фаций как математическое ожидание дискретной случайной величины. Минимальное и максимальное значения содержания фаций в объеме нефтегазоносного пласта используют для анализа неопределенностей и оценки рисков при подсчете начальных геологических запасов углеводородов. 3 ил., 2 табл.

Способ определения содержания фаций в объеме нефтегазоносного пласта, включающий:

определение условий формирования одновозрастных пород по вещественному составу, текстурным и структурным диагностическим признакам в процессе литолого-фациального анализа,

проведение минералого-петрографического анализа осадочных пород исследуемого объекта, включающего изучение петрографических шлифов под микроскопом,

выполнение литологического расчленения разреза и построение литологических колонок скважин,

интерпретацию материалов геофизических исследований скважин, включающую определение физических характеристик пород, выделение электрофаций и их сопоставление с данными, полученными в результате изучения кернового материала,

установление ряда фаций по комплексу диагностических признаков и определение обстановки осадконакопления,

построение геологической модели изучаемого пласта с учетом полученной в результате перечисленных работ информации,

отличающийся тем, что из ряда установленных фаций выделяют фации, характеризующиеся специфическими формами, размерами и положением в пространстве в соответствии с направлением сноса осадочного материала,

измеряют толщину соответствующих указанным фациям осадочных тел, вскрытых скважинами с отбором керна, посредством установления границ осадочных тел в керне, сопоставления установленных границ с данными геофизических исследований скважин и измерения разницы истинных глубин залегания верхних и нижних границ,

измеряют толщину осадочных тел, вскрытых скважинами без отбора керна, посредством установления границ осадочных тел на основе данных геофизических исследований скважин и измерения разницы истинных глубин залегания верхних и нижних границ,

устанавливают минимальные и максимальные размеры осадочных тел путем измерения параметров аналогичных древних отложений и современных обстановок осадконакопления,

определяют минимальное содержание в объеме нефтегазоносного пласта фаций посредством размещения в объеме геологической модели пласта только пересеченных скважинами осадочных тел, форма, размеры и положение которых в условиях многовариантности обеспечивают минимальные объемы фаций,

затем определяют максимальное содержание в объеме нефтегазоносного пласта фаций посредством размещения в объеме геологической модели пласта максимально возможного для установленных условий формирования пород количества осадочных тел, пересеченных и не пересеченных скважинами, форма, размеры и положение которых в условиях многовариантности обеспечивают максимальные объемы фаций,

затем на основе вариантов моделей с минимальным и максимальным содержанием фаций определяют среднее значение содержания фаций как математическое ожидание дискретной случайной величины для использования при подсчете начальных геологических запасов углеводородов, минимальное и максимальное значения содержания фаций в объеме нефтегазоносного пласта используют для анализа неопределенностей и оценки рисков при подсчете начальных геологических запасов углеводородов.