К оглавлению

УДК 553.981.6(571.1)

Распознавание типа газоконденсатных залежей на территории Западно-Сибирской плиты

В.З. СИМХАЕВ (Азинефтехим)

Прогнозирование типа газоконденсатной залежи, а именно, выявление нефтяной оторочки - одна из первоочередных задач на этапе поисково-разведочных работ. Этой проблеме был посвящен ряд исследований [4-6, 9-14], основанных на определении содержания отдельных компонентов или групп УВ в газовой и жидкой фазах.

В последние годы для установления типа залежи предлагается использовать адаптационно-обучающиеся модели, с помощью которых по ограниченному числу измерений можно выбрать наиболее информативные признаки, характеризующие фазово-генетический тип залежи и выработать критерии для его определения [4, 6, 10, 12].

Для классификации залежей был использован метод главных компонент [1]. Расчет по методу главных компонент осуществлен для 30 залежей Западно-Сибирской плиты. В качестве признаков использовались углеводородный состав конденсата (фракция н.к. 200 °С), некоторые геохимические коэффициенты метаморфизма легких УВ, термобарические условия пласта-коллектора, выход конденсата ( табл. 1 ).

Поскольку признаки имеют разные размерности, произведем их нормирование по формуле

где - нормированное значение признака; хi - исходное значение признака; - среднее значение признаков рассматриваемых месторождений; - среднеквадратичное отклонение признака.

Далее на основе нормированных величин строим ковариационную матрицу S, элементы которой определяются по формуле

где xi , xj - текущие значения признаков; - средние значения i-го и j-го признаков; n - число месторождений.

Определение корней матрицы и собственных векторов матрицы осуществлялось по методу, изложенному в работе [1].

Расчетные данные показали, что на долю первых двух главных компонент приходится соответственно 45 и 22,8 % общей дисперсии. Линейные комбинации признаков двух главных компонент представлены в следующем виде:

где x1, х2, x3, ..., х11 - нормированные значения признаков.

Нормирование, как отмечалось выше, проводят по выражению (1). Величины и для комплекса признаков приведены в табл. 2 .

Имея новую скважину с параметрами x1, х2, x3, ..., х11 и пользуясь данными табл. 2 , можно вычислить главные компоненты z1 и z2, значения которых позволят выявить принадлежность вновь предъявленного объекта к одному из выделяемых классов (т.е. залежей УВ, см. рисунок ).

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Андерсон Г. Введение в многомерный статистический анализ. М., Физматгиз, 1963.
  2. Газовые и газоконденсатные месторождения. Справочник под ред. В.Г. Васильева и И.П. Жабрева. М., Недра, 1975.
  3. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов и др. М., Недра, 1975.
  4. Коротаев Ю.П., Степанова Г.С., Критская С.Л. Прогнозирование существования нефтяной оторочки в газоконденсатных месторождениях. - Геология нефти и газа, 1974, № 12 , с. 36-40.
  5. Крамаренко Г.А., Галкин Ю.Д. Применение современных методов прогнозирования нефтяных оторочек в газоконденсатных месторождениях Западной Сибири. - М., ВНИИЭгазпром, реф. сб., сер. геол. и разв. газ. и газоконд. м-ний, 1977, № 9, с. 20-27.
  6. Методическое руководство по применению методов распознавания образов при термодинамических исследованиях газоконденсатных, газовых и нефтяных месторождений / А.X. Мирзаджанзаде, Г.С. Степанова, М.С. Разамат и др. Баку, 1975.
  7. Нестеров И.И., Салманов Ф.К., Шпильман К.А. Нефтяные и газовые месторождения Западной Сибири, М., Недра,1971.
  8. Островская Т.Д., Галеева К.Г., Мискевич В.Г. Некоторые закономерности изменения газоконденсатных систем севера Западной Сибири. М., НТО ВНИИЭгазпром, Сер. геол. и разв. газ. и газоконд. м-ний, 1976, с. 20.
  9. Прогнозирование нефтяной оторочки в газоконденсатном пласте по составу пластового газа /А.С. Великовский, В.П. Савченко и др. - Газовая промышленность, 1965, № 9, с. 1-6.
  10. Разамат М.С., Рамазанова Э.Э., Обручникова Л.В. Экспресс-метод для распознавания типа газоконденсатных месторождений. - Геология нефти и газа, 1974, № 12 , с. 60-63.
  11. Ресурсы нефти и газа Западной Сибири / И.И. Нестеров, Л.И. Ровнин, Ф.К. Салманов, Ю.Г. Эрвье. - Геология нефти и газа, 1971, № 5 , с. 7-15.
  12. Симхаев В.З. Использование геохимических критериев для прогнозирования типов углеводородных скоплений. М., ВНИИОЭНГ. Обзорная информация. Сер. нефтегаз. геол. и геофиз., 1979, с. 37.
  13. Старобинец И.С. Геолого-геохимические особенности газоконденсатов. Л., Недра, 1974.
  14. Чахмахчев В.А., Виноградова Т.Л. Качественный прогноз нефтегазоносности по составу легких углеводородов. - Геология нефти и газа, 1979, № 10 , с. 18-26.

Поступила 3/VI 1980 г.

Таблица 1

Физико-химические свойства газоконденсатов Западно-Сибирской плиты [7, 8, 11, 13]

Месторождение

Тип залежи

Глубина, м

Рпл,МПа

Тпл,°С

q, см3/см3

Плотность r420, г/см3

Углеводородный состав конденсата (н.к. 200 °С), вес. %

Коэффициенты

А

Н

M

М/Н

(М+А)/H

M/(Н+А)

M/A

Лугинецкое

ГКН

2327-2326

23,3

81

114

0,222

2,3

15,4

62,3

4,37

4,84

2,96

9,22

2384-2343

22,8

81

200

0,830

22,1

24,6

53,3

2,17

3,06

1,14

2,41

Северо-Васюганское

2292-2329

24,4

80

178

0,733

6,7

30,3

63,0

2,08

2,30

1,70

9,40

2402-2412

24,4

82

500

0,757

11,6

17,9

70,5

3,94

4,59

2,39

6,08

 

2431-2501

24,8

83

500

0,767

11,1

27,1

67,2

2,43

2,83

1,73

6,05

Мыльджинское

2386-2391

24,2

80

78

0,731

3,5

28,0

68,5

2,45

2,57

2,18

19,57

2340-2454

25,5

81

95

0,710

7,0

17,8

75,2

4,22

4,62

3,03

10,74

Усть-Сильгинское

2250-2309

24,8

87

128

0,838

15,7

19,8

64,5

3,26

4,06

1,82

4,11

Белоярское

2291-2294

24,9

88

67

0,760

13,8

9,4

76,8

8,17

9,64

3,31

5,56

Новопортовское

1821-2015

10,7

57

100

0,777

10,8

12,1

77,1

6,37

7,26

3,37

7,14

Надымское

2811-2823

26,7

84

376

0,729

10,0

28,5

61,5

2,51

2,86

1,64

6,15

Песцовое

3036-3043

30,4

85

670

0,744

7,0

24,0

69,0

2,87

3,16

2,22

9,85

Варьеганское

2469-2493

25,4

85

280

0,739

5,0

25,0

70,0

2,8

3,0

2,33

14,0

Самотлорское

1645-1657

16,4

58

112

0,695

5,0

17,0

78,0

4,6

4,90

3,54

15,6

Федоровское

1868-1837

18,9

55

39

0,737

5,2

31,4

63,4

2,01

2,18

1,73

12,2

Лянторское

2075-2080

21,4

56

125

0,680

10,0

15,0

75,0

5,33

6,0

3,2

8,0

Мыльджинское

2140-2240

20,8

67

45

0,720

3,5

19,0

81,2

4,27

4,45

3,6

23,2

Березовское

Г

1264-1268

12,7

53

1

0,840

4,3

92,4

3,3

0,03

0,08

0,03

0,77

Деминское

1200-1222

12,5

50

1

0,843

5,4

85,2

3,4

0,11

0,17

0,10

1,74

Похромское

1311-1321

14,2

49

8

0,821

3,9

84,1

12,0

0,14

0,19

0,14

3,08

Пунгинское

1700-1818

18,8

60

12

0,749

3,0

41

56

1,37

1,44

1,27

18,67

Арктическое

ГК

2383-2397

25,5

75

108

0,737

2,64

94,22

3,14

0,16

0,29

0,14

1,19

Медвежье

2959-2980

32,9

86

228

0,734

10,0

40,0

50,0

1,25

1,5

0,83

5,0

Ямбургское

2899-2918

32,0

79

105

0,770

18,0

39,0

43,0

1,11

1,57

0,75

2,44

Юрхаревское

2860-2870

29,5

72

81

0,750

13,7

35,9

50,4

1,41

1,78

1,01

3,69

Пеляткинское

2378-2391

24,3

54

107

0,745

11,0

60,0

29,0

0,48

0,67

4,08

2,65

Соленинское

2428-2438

24,6

58

40

0,800

10,0

65,0

25,0

0,38

0,54

0,33

2,5

Востокинское

2087-2076

21,1

60

35

0,753

10,0

36,0

54,0

1,53

1,89

1,19

5,5

Тазовское

3701-3710

43,0

87

190

0,779

18,6

29,3

47,1

1,61

2,25

0,98

2,54

Западно- Таркосалинское

2446-2450

24,4

70

181

0,723

6,0

32,0

62,0

1,93

2,12

1,63

10,33

А - ароматические, Н - нафтеновые, М - метановые.

Залежи: ГКН - газоконденсатнонефтяные, Г - газовые, ГК - газоконценсатные.


Таблица 2

Признаки

x1

x2

x3

x4

x5

x6

x7

x8

x9

x10

x11

s

66,2452

13,3924

161,6769

0,1067

5,1511

24,3446

23,4998

1,9651

2,2121

1,1770

5,8299

235,7769

71,4332

156,7998

0,7404

8,8947

36,5472

53,8278

2,5120

2,8910

1,8123

7,6460

Рисунок

Графическая интерпретация главных компонентов в системе

1- газоконденсатные залежи с нефтяной оторочкой; 2 - то же, без нефтяной оторочки