Подсчет запасов в 3D модели. Геологические и извлекаемые запасы. Категорийность и области интересов. Оценка неопределённостей

Запасы углеводородов — это количество полезных ископаемых в недрах Земли, которое устанавливается в ходе геологоразведочных работ и уточняется с началом добычи.

ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ЗАПАСЫ — запасы полезных ископаемых, оценённые по их состоянию в недрах, без учёта потерь и разубоживания минерального сырья, неизбежных при их добыче.

ИЗВЛЕКАЕМЫЕ ЗАПАСЫ - запасы, которые можно извлечь при наиболее полном и рациональном использовании современной техники. В Модели закладываются извлекаемые запасы путем умножения геологических на КИН.

Оценку запасов углеводородов рекомендуется выполнять двумя способами, чтобы проконтролировать результат сравнением полученных величин.

 

 

 

Первый способ. По трехмерным гридам ФЕС – суммированием запасов ячеек-коллекторов с учетом поверхностей флюидных контактов:

Q_3D=Σ _I=1, nК_пi*К_нi*NTG_i*V_i,

где Q_3D – интегральный объем запасов нефти (газа) в пласте, К_пi – пористость I-ой ячейки, К_нi – нефтенасыщенность I-ой ячейки (К_гi – газонасыщенность), NTG_i (песчанистость) – доля коллекторов в I-ой ячейке, V_i – геометрический объем I-ой ячейки с учетом положения флюидных контактов.

При наличии нескольких литофаций-коллекторов расчет может производится для каждой литофации раздельно с использованием фильтра. Можно также выполнить дифференцированный подсчет запасов для различных классов по пористости или проницаемости.

Часто величину запасов оценивают суммированием (Sum) ячеек куба V_oil, рассчитанного перемножением кубов пористости, нефтенасыщенности, песчанистости и геометрического объема с использованием фильтра по параметру удаленности ячейки от контакта.

Эта величина несколько отличается от величины Q3D, рассчитанной в модуле подсчета запасов (Volumetrics), поскольку не учитывает неполноту заполнения граничных ячеек нефтью так, как это корректно делается 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 существенно быстрее, чем величина запасов в модуле подсчета запасов. Поэтому для предварительных оценок запасов часто вполне достаточно использовать величину Sum.

Второй способ. По картам нефтенасыщенных (газонасыщенных) толщин, построенным из куба литологии (песчанистости) с использованием фильтра по параметру флюида, нефтенасыщенности или удаленности от ВНК –перемножением средних значений подсчетных параметров, то есть объемным методом:

Q_2D=Н_эфф.н*К_нср*К_пср*S,

где Q_2D – интегральный объем запасов нефти в пласте, S – площадь нефтенасыщенных пород, К_пср – средняя пористость продуктивных ячеек-коллекторов, К_нср – средняя нефтенасыщенность продуктивных ячеек-коллекторов, Н_эфф.н – средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, рассчитанная по картам толщин (часто по картам нефтенасыщенных толщин сразу оценивают объем нефтенасыщенных пород V_эфф.н= Н_эфф.н*S).

---Более точно строить карту нефтенасыщенных толщин из куба, полученного умножением куба песчанистости на куб доли ячейки над контактом Poil.

Этот куб имеет значения 1 для удаленных от контакта ячеек и от 0 до 1 для контактных ячеек. Он рассчитывается делением куба геометрического объема ячеек на куб геометрического объема ячеек с учетом положения флюидных контактов.

---Также более точные значения К_нср и К_пср получаются при расчете не просто средних значений пористости и нефтенасыщенности для нефтенасыщенных ячеек- коллекторов, а средневзвешенных по эффективному нефтенасыщенному объему ячейки: величина К_н калькулируется делением куба Σ _I=1, nК_пi*К_нi*NTG_i*V_i на куб Σ _I=1, nК_пi*NTG_i*V_i, а величина К_п - делением куба Σ _I=1, nК_пi*К_нi*NTG_i*V_i на куб Σ _I=1, nК_нi*NTG_i*V_i.

Хотя первый способ подсчета запасов более точный, использование второго способа позволяет проконтролировать средние значения подсчетных параметров и объемов нефтенасыщенных пород в трехмерной геологической модели путем сравнения этих величин со средневзвешенными значения Кп и Кн, рассчитанными по РИГИС, а также с двумерными картами нефтенасыщенных толщин.

Запасы: Категории

A (разбуренные, разрабатываемые)

B1 (подготовленные к промышленной разработке, разрабатываемые отдельными скважинами, неразбуренные эксплуатационной сеткой скважин, разведанные, есть ТСР или ТПР)

B2 (оцененные, неразбуренные, планируемые для разбуривания проектным фондом, включая зависимый, есть ТСР или ТПР)

C1 (разведанные, нет ТСР или ТПР)

C2 (оцененные, нет ТСР или ТПР)

Ресурсы:

● D0 (подготовленные)

● Dл (локализованные)

● D1 (перспективные)

● D2 (прогнозируемые).

Оценка неопределенностей:

Технология перекрестной оценки («выколотой скважины») заключается в последовательном исключении) скважин из набора, использовавшегося при построении модели, и оценке погрешности построения модели в точках скважин.

При оценке достоверности построения модели методом перекрестной оценки (cross-validation) посредством менеджера задач (workflow) выполняется процесс многократного построения модели с последовательным исключением скважин из набора исходных данных при сохранении всех остальных настроек неизменными.

Таким образом, в районе отсутствующих («выколотых») скважин изменяются структурный каркас пласта, распределения литофаций и петрофизических свойств. Поверхности флюидных контактов, как правило, не изменяются. В качестве базового варианта используется вариант построения модели со всеми скважинами.

 

Изменяя настройки алгоритмов расчета при построении модели и при последующей перекрестной оценке достоверности (например, величины радиуса вертикальной и горизонтальной вариограмм при расчете куба литологии), мы будем получать, разумеется, различные базовые варианты модели и различные величины ошибки прогноза нефтенасыщенных толщин Δ hoil.

Таким образом, получаемые методом перекрестной оценки величины ошибки прогноза нефтенасыщенных толщин Δ hoil являются в определенной степени субъективными, поскольку характеризуют достоверность построения модели при заданных геологом настройках алгоритмов расчета, изменчивости геологического разреза и существующей расстановке скважин.

 

⇐ Предыдущая12345

Поделиться: