ПОСТРОЕНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ ПРИ ПОДСЧЕТЕ ЗАПАСОВ НЕФТИ НА ОБЪЕКТЕ ЮС1 МЕСТОРОЖДЕНИЯ Х

CONSTRUCTION OF GEOLOGICAL MODELS WHEN CALCULATION OF OIL RESERVES AT ЮС1 OBJECT OF FIELD X

Anna Lykova

master's student Tyumen Industrial University, employee of the Tyumen branch "SurgutNIPIneft",

Russia, Tyumen

Alexey Kabirov

master's student Tyumen Industrial University, employee of the Tyumen branch "SurgutNIPIneft",

Russia, Tyumen

АННОТАЦИЯ

Подход к моделированию кубов свойств геологических параметров выбирался исходя из особенностей геологического строения залежей, степени разбуренности и наличия априорной информации.

Дифференциальным способом выполнено построение цифровой геологической модели по объекту ЮС₁ месторождения X с использованием пакета программ RMS компании Roxar.

На заключительном этапе моделирования проведен подсчет запасов нефти. Расчет геологических запасов нефти проводился в модуле подсчета запасов с использованием кубов геометрического объема, литологии/песчанистости, пористости, насыщенности, также были использованы данные поверхности водонефтяных контактов и величины плотности нефти и пересчетного коэффициента.

ABSTRACT

The approach to modeling cubes of properties of geological parameters was chosen based on the features of the geological structure of deposits, the degree of drilling and the availability of a priori information.

The differential method was used to build a digital geological model for the ЮС₁ object of the X field using the Roxar RMS software package.

At the final stage of modeling, oil reserves were calculated. Calculation of geological reserves of oil was carried out in the volumetrics reserve calculation module using cubes of geometric volume, lithology / net-to-gross ratio, porosity, saturation, data on the surface of water-oil contacts and oil density and conversion factor were also used.

Ключевые слова: геологическая модель, пласт, нефтенасыщенность, геологические запасы нефти, куб параметра.

Keywords: geological model, reservoir, oil saturation, geological oil reserves, parameter cube.

ОБОСНОВАНИЕ ОБЪЕМНЫХ СЕТОК И ПАРАМЕТРОВ МОДЕЛЕЙ

Горизонтальный размер ячеек регулярных сеток моделей выбирался исходя из рекомендаций регламента по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных месторождений и месторождений, а также возможностей компьютерного и программного обеспечения. Размеры ячеек по всем трехмерным моделям соответствуют шагу сеток двумерных моделей и составляют 50*50 м.

Размер ячейки по вертикали определялся расчлененностью, неоднородностью разреза и минимальными мощностями прослоев, которые необходимо сохранить в детальном геологическом гриде. Схема разбиения сетки по вертикали произведена в соответствии с моделью осадконакопления каждого седиментационного цикла.

Нарезка зональных интервалов (ЗИ) на слои по вертикали была произведена по пропорциональной схеме напластования. Количество слоев выбиралось итерационным методом по достижению максимального сохранения неоднородности ЗИ пласта одновременно с контролем общего количества ячеек модели для оптимизации времени расчетов и использования ресурсов оборудования.

Геометрические характеристики объемных сеток геологических моделей представляет таблица 1

Таблица 1

Геометрические характеристики объемных сеток геологических моделей

ПОСТРОЕНИЕ СТРУКТУРНЫХ МОДЕЛЕЙ ЗАЛЕЖЕЙ

За основу структурных каркасов были приняты структурные поверхности по стратиграфическим кровлям пласта ЮС₁ (рисунок 1), построенные на основе двухмерных карт подсчета запасов с уточнениями оперативных пересчетов запасов.

Рисунок 1. Структурная карта по стратиграфической кровле пласта ЮС₁

Структурные каркасы геологических моделей по объекту ЮС₁ приведены ниже (рисунок 2).

Рисунок 2. Структурный каркас геологической модели по горизонту ЮС₁

Для получения стратиграфических подошв пластов при подготовке к построению трехмерных моделей была проведена детальная корреляция разреза объектов моделирования.

При построении моделей обязательно проверялась согласованность структурных поверхностей во избежание возможных пересечений.

Внешний и внутренний контур нефтеносности проводился на структурных картах по кровле и подошве коллектора соответственно как линия пересечения поверхностей кровли и подошвы с поверхностью водонефтяного контакта, который рассчитывался исходя из принятого положения ВНК в скважинах.

ПОСТРОЕНИЕ ЛИТОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ЗАЛЕЖЕЙ И РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ ПЛАСТОВ

Литологическое моделирование проводилось для выделения в объеме пластов различных типов пород, характеризующих коллектор и непроницаемые разности.

При построении кубов литологии применялся стохастический алгоритм (индикаторное моделирование) с многореализационным подходом. В большинстве случаев он позволяет наиболее корректно отразить распространение песчаных тел в толще пласта и учитывает одновременно такие входные данные, как ГСР и двухмерные карты песчанистости по зональным интервалам.

Для каждой модели выполнено более 50 расчетных реализаций, с различным значением начального параметра генератора случайных чисел (seed). Полученные варианты расчета усреднены. Результирующий куб параметра, характеризующий вероятностное распределение фаций, подвергнут сглаживанию и дискретизации в соответствии с картой эффективных толщин, построенной по скважинным данным.

Для оценки площадного распространения коллекторов созданы карты эффективных и эффективных нефтенасыщенных толщин (рисунки 2-3)

Рисунок 3. Карта эффективных толщин горизонта ЮС₁

Рисунок 4. Карта эффективных нефтенасыщенных толщин пласта ЮС₁

После пространственного распределения коллекторов моделировалось распределение фильтрационно-емкостных свойств в массиве ячеек с индексом «коллектор».

Построение сеточных моделей пористости (рисунок 5) осуществлялось в модуле петрофизического моделирования с использованием априорной информации из подсчета запасов.

Рисунок 5. Карта пористости объекта ЮС₁

ПОСТРОЕНИЕ МОДЕЛЕЙ НАСЫЩЕНИЯ ПЛАСТОВ ФЛЮИДАМИ

Построение кубов начальной нефтенасыщенности осуществлялось комплексным методом. Куб начальной нефтенасыщенности рассчитывался по скважинным с использованием трендового куба, учитывающего зависимость нефтенасыщенности от расстояния до поверхности водонефтяного контакта и пористости.

Представленные ниже рисунки отражают карты нефтенасыщенности из моделей пласта ЮС₁ (рисунок 6).

Рисунок 6. Карта нефтенасыщенности пласта ЮС₁

ПОДСЧЕТ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ЗАПАСОВ НЕФТИ

На заключительном этапе построения 3D геологических моделей производится оценка геологических запасов нефти. Ниже (таблица 2) приведено сопоставление запасов, числящихся на Госбалансе на 01.01.2019 года и запасов, полученных в построенных 3Д геологических моделях.

Таблица 2

Сравнение геологических запасов нефти

Оценка достоверности геологических моделей проводилась путем сравнения начальных геологических запасов УВС, объема нефтенасыщенных пород, площади нефтеносности, средней эффективной нефтенасыщенной толщины, среднего коэффициента пористости нефтенасыщенной части, среднего коэффициента начальной нефтенасыщенности по модели с утвержденными запасами, числящимися на Госбалансе.

Список литературы:

1. ГОСТ Р 53710-2009. Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила проектирования разработки. – Введ. 2011-07-01 / Справочно-правовая система «Гарант» / НПП «Гарант-Сервис». – Послед. обновление 07.09.2015.
2. Правила разработки месторождений углеводородного сырья от 14 июня 2016 года N 356
3. Кабиров А. Н., Лыкова А. Ю., Оганесян А. А., Князева П. Д. РАЗЛИЧИЯ В КЛАССИФИКАЦИЯХ ЗАПАСОВ И РЕСУРСОВ НЕФТИ И ГАЗА, ПРИНЯТЫХ В РОССИИ И США // . 2023. №53 (98). URL: https://scilead.ru/article/3694-razlichiya-v-klassifikatsiyakh-zapasov-i-resu
4. Методические рекомендации по подсчёту геологических запасов нефти и газа объёмным методом / под ред. В. И. Петерсилье, В. И. Пороскуна, Г. Г. Яценко. – Москва; Тверь : ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003.
5. Statistical Review of World Energy Annual publication by British Petroleum.