Закревский К.Е. Геологическое 3D моделирование

Подождите немного. Документ загружается.

120

Геологическое 3D моделирование

При подгонке величин нефтенасыщенности по зонам и категориям без

использования карты средней нефтенасыщенности из отчета по подсчету

запасов (на основе сводной таблицы подсчетных параметров) рекомендует-

ся выполнение следующих операций:

построение куба нефтенасыщенности коллекторов по скважинам, •

оценка величин расхождений средних значений нефтенасыщенности •

по зонам и категориям,

домножение куба нефтенасыщенности с установками фильтра по зо-•

нам и категориям на понижающие и повышающие коэффициенты,

сглаживание куба нефтенасыщенности вдоль границ зон и категорий •

в радиусе 200—400 м,

сохранение значений на скважинах — либо просто присвоением ячей-•

кам куба вдоль траекторий скважин значений scaleup (BW), либо

расчетом куба нефтенасыщенности по скважинам с малым радиусом

(50—100 м) и с использованием отредактированного куба нефтенасы-

щенности в качестве трендового.

При создании куба нефтенасыщенности в гидродинамических симуля-

торах широко распространено использование J-функции Леверетта. Безраз-

мерная J-функция Леверетта масштабирует капиллярное давление с ФЕС

пластов с учетом свойств нефти и пород — коэффициента поверхностного

натяжения и эквивалентного радиусу поровых каналов параметра √(К

пр

). Подробное описание J-функция и ее применения дано в многочислен-

ной литературе по гидродинамическому моделированию.

Построение карты средней нефтенасыщенности из куба Кн следует вы-

полнять с использованием взвешивания по параметрам объема ячейки, ее

пористости и NTG.

121

Глава 8. Иллюстрации

Рис.8.1. Сравнение способов построения куба нефтенасыщенности

122

Геологическое 3D моделирование

Рис.8.2. Примеры зависимостей Кп-Кн и Кп-Кво

123

Глава 8. Иллюстрации

Рис.8.3. Примеры кривых изменения водонасыщенности для коллекторов

разной пористости в зависимости от удаленности от зеркала воды

(модель переходной зоны) для пластов ЮС

(а), П и Т (б)

124

Глава 9. Оценка запасов углеводородов

Оценку запасов углеводородов рекомендуется выполнять двумя спо-

собами, чтобы проконтролировать результат сравнением полученных ве-

личин.

Первый способ. По трехмерным гридам ФЕС — суммированием запасов

ячеек-коллекторов с учетом поверхностей флюидных контактов (рис.9.1):

=Σ

i=1, n

пi

*К

нi

*NTG

, где Q

— интегральный объем запасов нефти

(газа) в пласте, К

пi

— пористость i-ой ячейки, К

нi

— нефтенасыщенность i-ой

ячейки (К

гi

— газонасыщенность), NTG

(песчанистость) — доля коллекто-

ров в i-ой ячейке, V

— геометрический объем i-ой ячейки с учетом положе-

ния флюидных контактов.

При наличии нескольких литофаций-коллекторов расчет может про-

изводиться для каждой литофации раздельно с использованием фильтра.

Можно также выполнить дифференцированный подсчет запасов для раз-

личных классов по пористости или проницаемости.

Часто величину запасов оценивают суммированием (Sum) ячеек куба

oil

, рассчитанного перемножением кубов пористости, нефтенасыщенности,

песчанистости и геометрического объема с использованием фильтра по па-

раметру удаленности ячейки от контакта.

Эта величина (Sum) несколько отличается от величины Q

, рассчитан-

ной в модуле подсчета запасов (Volumetrics), поскольку не учитывает не-

полноту заполнения граничных ячеек нефтью так, как это корректно де-

лается в модуле подсчета запасов с использованием куба геометрического

объема ячейки с учетом положения флюидных контактов.

Обычно это расхождение невелико (в пределах 5%), хотя сильно зависит

от размеров ячеек и доли площади водонефтяной зоны от общей площади

залежи. При этом величина Sum по кубу V

oil

по времени оценивается суще-

ственно быстрее, чем величина запасов в модуле подсчета запасов. Поэтому

для предварительных оценок запасов часто вполне достаточно использо-

вать величину Sum.

Второй способ. По картам нефтенасыщенных (газонасыщенных) тол-

щин, построенным из куба литологии (песчанистости) с использованием

фильтра по параметру флюида, нефтенасыщенности или удаленности от

125

Глава 9. Оценка запасов углеводородов

ВНК — перемножением средних значений подсчетных параметров, то есть

так называемым «объемным методом»:

=Н

эфф. н

*К

ср

*К

ср

*S, где Q

— интегральный объем запасов нефти в пла-

сте, S — площадь нефтенасыщенных пород, К

ср

— средняя пористость продук-

тивных ячеек-коллекторов, К

ср

— средняя нефтенасыщенность продуктивных

ячеек-коллекторов, Н

эфф. н

— средняя эффективная нефтенасыщенная толщи-

на, рассчитанная по картам толщин (часто по картам нефтенасыщенных тол-

щин сразу оценивают объем нефтенасыщенных пород V

эфф. н

= Н

эфф. н

*S).

Более точно строить карту нефтенасыщенных толщин из куба, получен-

ного умножением куба песчанистости на куб доли ячейки над контактом

oil

(рис.9.2). Этот куб имеет значение, равное 1, для удаленных от контакта

ячеек и от 0 до 1 — для контактных ячеек. Он рассчитывается делением куба

геометрического объема ячеек с учетом положения флюидных контактов на

куб геометрического объема ячеек.

Также более точные значения К

ср

и К

ср

получаются при расчете не про-

сто средних значений пористости и нефтенасыщенности для нефтенасы-

щенных ячеек-коллекторов, а средневзвешенных по эффективному нефте-

насыщенному объему ячейки: величина К

калькулируется делением куба

i=1, n

пi

*К

нi

*NTG

на куб Σ

i=1, n

пi

*NTG

, а величина К

— делением

куба Σ

i=1, n

пi

*К

нi

*NTG

на куб Σ

i=1, n

нi

*NTG

Хотя первый способ подсчета запасов более точный, использование вто-

рого способа в качестве дополнительного позволяет проконтролировать

средние значения подсчетных параметров и объемов нефтенасыщенных по-

род в трехмерной геологической модели путем сравнения этих величин со

средневзвешенными значениями Кп и Кн, рассчитанными по РИГИС, а так-

же с двумерными картами нефтенасыщенных толщин. Способы построения

этих карт рассматриваются в приложении «Двумерное картопостроение».

Заметим, что чем меньше размеры залежей (рис.9.3), тем больше расхо-

ждение между оценками запасов по модели Q

и по подсчету запасов Q

Поэтому целесообразно пользоваться плавающей шкалой расхождений за-

пасов при адаптации трехмерной модели к материалам подсчета запасов, то

есть с учетом размеров объектов моделирования.

126

Геологическое 3D моделирование

Рис.9.1. Кубы параметров, участвующих в расчете количества углеводородов

127

Глава 9. Иллюстрации

Рис.9.2. Сопоставление карт нефте и газонасыщенных толщин, построенных разными способами

128

Геологическое 3D моделирование

Рис.9.3. Зависимость относительной величины расхождения запасов по модели

и по подсчету запасов в зависимости от размеров залежей (частей залежей)

129

Глава 10. Многовариантное моделирование,

оценка неопределенностей и рисков

Оценка достоверности геологической модели играет особенно важную

роль на поисковом и разведочном этапах жизни месторождения, посколь-

ку позволяет определить коммерческие риски освоения проекта в целом.

При оценке степени достоверности построенной модели и рисков бурения

новых скважин на основе 3D геологического моделирования наиболее рас-

пространены две технологии [Дюбрул О., 2002, C.V. Deutsch, 2002, Cosentino

L., 2001, J.M. Yarus, R.L. Chambers, 1994 и др.]: перекрестной оценки (cross-

validation) и стохастического моделирования с оценкой неопределенности

(uncertainty assessment).

Технология перекрестной оценки («выколотой скважины») заключа-

ется в последовательном исключении скважин из набора, использовавше-

гося при построении модели, и оценке погрешности построения модели

в точках скважин.

Технология стохастического моделирования позволяет получить пред-

ставительный ансамбль реализаций, который может учитывать неопреде-

ленность в структурных, литологических и петрофизических построени-

ях. На основании этих данных определяются достоверность построения

геологической модели, возможные диапазоны разброса параметров моде-

ли, гистограммы распределения запасов, зоны повышенного риска буре-

ния и др.

Остановимся на основных источниках неопределенности геологических

моделей, которая оценивается с помощью технологий стохастического мо-

делирования с оценкой неопределенности (uncertainty assessment) и пере-

крестной оценки (cross-validation):

неопределенность, связанная с различиями геологических концепций •

строения месторождения и корреляционных построений (рис.10.1). В

значительной степени она связана с неизбежным субъективизмом гео-

лога, выполняющего построение модели, и сложностью геологическо-

го строения месторождения;