Проектирование разработки месторождений углеводородного сырья. О геологической модели

1.

• Проектирование
разработки
месторождений
углеводородного сырья
(лекция 19)

2.

• О геологической модели

3.

• Моде́ль — система, исследование которой
служит средством для
получения информации о другой системе;
представление некоторого
иного процесса, устройства или концепции оригинала.
• Модель есть упрощенное представление
некого объекта или явления.
• Модель создается в голове, голове геолога,
модельера и разработчика путем переработки
и анализа исходной информации.

4.

• Основные
программные
комплексы
трёхмерного
геологического
моделирования,
использующиеся
на
сегодняшний день в мире: Stratamodel
(Landmark), Petrel (Shlumberger), IRAP RMS
(Smedvig Technologist), DV GEO (ЦГЭ).
• Под качеством 3Д-моделей будем понимать
соответствие
3Д-модели
формальным
физическим
и
математическим
требованиям, под достоверностью 3Дмоделей
–
соответствие
3Д-модели
реальной геологической среде (залежи
нефти).

5.

Создание модели можно описать несколькими этапами:
─ создание проекта и ввод исходных данных, таких как: кривые ГИС,
инклинометрии, данные предыдущего подсчета запасов, лицензионные границы
месторождения;
─ создание точек пластопересечений, проверка корреляции на несоответствия и
построение структурной модели;
─ создание трёхмерных геологических сеток для каждого пласта;
─ осреднение скважинных данных на трёхмерные геологические сетки (создание
Blocked Wells);
─ литологическое и петрофизическое моделирование;
─ подсчёт объёмов продуктивных пород и запасов нефти и подсчёт площадей
залежей нефти;
─ перенос
геологических
параметров
на
гидродинамические
(ремасштабирование);
─ экспорт параметров для гидродинамического моделирования.
сетки

6.

Координаты
устьев
РИГИС
+
Инклинометрия
+
Литолого-петрофизическая
модель
Структурная
модель
Оценка запасов
Ремасштабирование модели
Переход на ГДМ
Цифровые
карты

7.

• Первым этапом любого проекта по моделированию
являются сбор и загрузка исходной информации.
Основные данные, необходимые для построения
трехмерных геологических моделей:
• 1)инклинометрия и координаты устьев скважин;
• 2)геофизические исследования скважин (ГИС) и
результаты интерпретации геофизических
исследований скважин (РИГИС);
• 3)результаты детальной геологической корреляции;
• 4)результаты структурной и динамической
интерпретации сейсморазведки;
• 5)уровни флюидальных контактов;
• 6)материалы подсчета запасов.

8.

Геологи:
Размеры геологической сетки определяются
характером внутреннего строения отложений и
разбуренностью месторождения. Размер ячейки по
вертикали
определяется
расчлененностью,
неоднородностью
разреза
и
минимальными
толщинами
прослоев,
которые
необходимо
сохранить в детальном геологическом гриде. Для
всех моделей вертикальная нарезка сетки задается
методом равного количества слоёв. Количество
слоёв
подбирается
таким
образом,
чтобы
максимально точно описать разрез пласта, с
сохранением толщины наименьших коллекторских и
неколлекторских прослоев.

9.

• Размер ячеек по латерали, как правило,
соответствует размеру ячеек структурных
поверхностей (25×25, 50×50, 100×100 м).
Размер ячеек по вертикали выбирается,
исходя из дискретности каротажных
данных или результатов интерпретации
геофизических
исследований
скважин
(ГИС). Минимальный размер ячейки по
вертикали не может быть меньше 20 см,
таков шаг записи ГИС.
• Влияние расстояния между скважинами на
проведение корреляции (интерполяции).

10.

• Процесс индексации ячеек трехмерной сетки в
пределах моделируемой залежи по литотипам
и фациям называется литологофациальным
моделированием. Ячейки приобретают код
коллектор-неколлектор.
• Данному этапу также соответствует процесс
построения карт эффективных и эффективных
нефтенасыщенных
толщин.
Карты
эффективных толщин продуктивного пласта
являются основой для построения карт
эффективных нефтенасыщенных толщин и
отображают общее геологическое строение
залежи.

11.

• Процесс определения значений пористости
и проницаемости в ячейках трехмерной
сетки в пределах моделируемой залежи
называется
петрофизическим
моделированием.
Проницаемость
интерполируется
отдельно
или
пересчитывается из смоделированного
ранее куба пористости по петрофизической
зависимости, полученной по результатам
лабораторных исследований керна.

12.

Разработчики:
• Размеры сеток определяются количеством
активных ячеек, при котором время адаптации
и прогноза не превышает двух часов для
средних месторождений и менее часа для
мелких и очень мелких месторождений при
временном шаге месяц за последние три года.
• Для крупных и уникальных месторождений
используется блочная система с блоками,
относящимися по величине запасов к средним
месторождениям.
• Отношение размера по латерали к размеру по
толщине не должно быть более 25.

13.

Подсчёт запасов нефти на основе трёхмерной геологической
модели выполняется объёмным методом по формуле
Qб = V · Kп · Kн · Kob · b,
где
Qб
– балансовые запасы нефти, тыс. т;
V – геометрический объём пород коллекторов,
тыс. м3;
Kп – коэффициент пористости, д. ед;
Kн – коэффициент нефтенасыщенности, д. ед;
Kob – пересчётный коэффициент, д. ед;
b
– плотность нефти, г/см3
(1.6)

14.

• Число выделенных слоев по вертикали
определяется
коэффициентом
расчлененности продуктивного пласта. При
большом коэффициенте расчлененности
(более 20) возникает необходимость
объединения нескольких слоев в один
слой.
• Для обеспечения точности расчетов, между
скважинами размещается не менее 3-5
ячеек сетки.

15.

По объекту в целом:
• Отклонение величины начальных геологических запасов
УВС не должно превышать 5% по сравнению со
значением, числящимся на государственном балансе.
• Нормированы относительные отклонения по площади
нефтеносности, толщине пласта и пористости
• Проницаемость не влияет на балансовые запасы