Исходные данные, программные пакеты

Лекция 1. Исходные данные, программные пакеты Во время лекции рассмотрим программные пакеты и основные виды исходных данных для цифрового геологического моделирования. Помимо особенностей геологического строения месторождения количество и качество исходной информации в значительной степени определяют способы построения модели и получаемые результаты. Определим основной набор исходных данных: 1. Координаты устьев скважин, альтитуды, инклинометрия - используются для создания траекторий скважин в модели. В случае, если необходимо в точности повторить в модели траектории скважин, рассчитанных маркшейдерской службой, рекомендуется создавать траекторию через позиционный каротаж (X, Y, Z), используя координаты устья и рассчитанные маркшейдерской службой приращения по трем осям. 2. Координаты пластопересечений, рассчитанные маркшейдерской службой - используются для контроля пластопересечений, рассчитанных в проекте после корреляции пластов, а также для создания искусственных вертикальных скважин в модели, когда отсутствуют данные инклинометрии. В этом случае координаты устьев принимаются равными координатам пластопересечений, а альтитуды - сумме альтитуд и удлинений на кровлю пласта. При сопоставлении координат пластопересечений надо иметь в виду, что алгоритмы расчета траекторий скважин по информации об углах и азимутах в разных программах могут различаться. 3. Стратиграфические разбивки (маркеры), рассчитанные геологом в проекте - используются в качестве основы при формировании струк­турного каркаса. 4. Кривые ГИС - используются для корреляционных построений, выделения литотипов, оценки характера насыщения и ФЕС, фациального анализа, привязки данных сейсморазведки. Результаты интерпретации ГИС (РИГИС) используются при построении 3D модели для рас­пространения свойств - построения кубов фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС). 5. Отбивки флюидных контактов в скважинах - используются для построения карт флюидных контактов и геометризации залежей. Интервалы перфорации, результаты испытаний и работы скважин, гидродинамического каротажа используются для обоснования и корректиров­ки положения флюидных контактов. 6. Даты бурения и ввода скважин в добычу (под закачку), карты накопленных отборов и закачки - используются при отборе скважин с неискаженным влиянием разработки величинами начальной насыщен­ности Кн. 7. Сейсмические данные. Структурные карты и поверхности нарушений по данным сейсморазведки, бурения и других методов используются для формирования структурного каркаса. Карты или кубы сейсмиче­ских атрибутов используются для распространения ФЕС в межскважинном пространстве. 8. Уравнения петрофизических зависимостей «керн-керн» (например, LgКпр=f(Кп)) и «керн-ГИС» (например, Кп=f(αпс)), средние и граничные (min, max) значения коллекторских свойств, кривые капиллярного давления - получаются по результатам совместной интерпретации данных керна и ГИС, используются для расчета ФЕС с учетом литотипов, построения модели переходной зоны. 9. Количественные (определения Кп, Кпр, Кв) и качественные (описа­ния) исследования керна. Применяются при настройке данных ГИС для последующей массовой интерпретации, а также при создании кон­цептуальной модели. 10. Общие и геологические данные: • карты эффективных и нефтенасыщенных (газонасыщенных) толщин 2D (из отчета по подсчету запасов) - используются для контроля качества построения и, если требуется, корректировки 3D модели. Сводная таблица подсчетных параметров и запасов УВ (из отчета по подсчету запасов) используется для контроля качества построения и, если требуется, корректировки 3D модели. • топ-основа, полигоны лицензии, ВНК, нарушений, зон замещения и выклинивания, водоохранных зон, категорий запасов (из отчета по подсчету запасов) - используются в качестве исходных данных для двумерного картопостроения и 3D моделирования, для контро­ля качества построения и, если требуется, корректировки 3D моде­ли. Как правило, эта информация сводится на совмещенную схему изученности (рис. 1.1), которая является базовой картой (basemap) при создании модели. • текст отчета по подсчету запасов (проектного документа), отчеты по изучению недр являются той фактологической базой, на которой базируется оценка запасов и построение модели. Поскольку основной опорной информацией для построения модели яв­ляются данные РИГИС, рассмотрим наиболее распространенные виды интерпретации ГИС, используемые при создании моделей (рис. 1.2). Рисунок 1.1 - Схема изученности Кустового месторождения (материалы ОАО «ЛУКОЙЛ») Поточечная непрерывная интерпретация. Оценка геофизических параметров и ФЕС выполняется по всему разрезу с шагом дискретизации каротажных измерений. Поинтервальная (попластовая) интерпретация. Оценка геофизических параметров и ФЕС выполняется для относительно однородных интервалов разреза, обычно толщиной от 0,4 до 4 м. Рисунок 1.2 - Примеры способов интерпретации ГИС Применяется и упрощенный подход при попластовой обработке ГИС - оценка ФЕС только в коллекторах, в неколлекторах значения не опреде­ляются. К сожалению, данный подход до сих пор достаточно широко распространен как стандартный при подсчете запасов, что не позволяет полностью использовать весь арсенал методов моделирования при построе­нии моделей. Поинтервальная или поточечная непрерывная интерпретация по разре­зу с выделением литотипов пород - наиболее оптимальный для построения полноценной геологической модели вариант интерпретации ГИС, который целесообразно фиксировать в техническом (геологическом) задании на ин­терпретацию данных каротажа. Как правило, данные, собранные из различных источников, за­гружаются в программный продукт моделирования, где создается новый рабочий проект. Большинство современных пакетов геологического моде­лирования (Реtrel, IRAP RMS) имеют файловую организационную структуру. Типовой набор модулей наиболее распространенных пакетов трехмерного геологического моделирования показан на рис. 1.3. Он включают в себя следующие модули: • импорта и экспорта данных, • корреляции пластов по скважинным данным, • интерпретации данных сейсморазведки (как правило, это - выделение нарушений, трассирование горизонтов и картопостроение, атрибут­ный анализ, то есть «сейсмика для геологов»), • анализ данных (построение ГСРов, кросс-плотов, вариограмм, гисто­грамм), • построение и редактирование карт, точек, полигонов, • построение модели тектонических нарушений, • построение структурно-стратиграфического каркаса, • осреднение скважинных данных на сетку, • литологофациальное моделирование, • петрофизическое моделирование, • подсчет запасов, • планирование скважин, • анализ неопределенностей и рисков, • калькулятор (кубов, карт, каротажных кривых, атрибутов), • оформление отчетной графики. Рисунок 1.3 - Типовой состав модулей программного пакета геологического моделирования При необходимости в этот набор включают модуль моделирования трещиноватости. Модуль интерпретации каротажных кривых, как правило, в этот набор не входит. Интерпретацию каротажных кривых обычно выполняют петрофизики в отдельном специализированном пакете. В заключение остановимся на принципах выбора границ проекта моделирования. Как правило, в плане границы участка моделирования выбираются на основе исходных данных - на 1,5-2 км шире границ внешнего контура нефтеносности или границ лицензии. Выбор границ модели­рования в разрезе определяется, с одной стороны, целевым геологическим заданием и условиями горного отвода, с другой - возможностями исполь­зуемой техники и программного пакета. В некоторых случаях, после консультаций с гидродинамиками, возникает необходимость моделирования соседних выше или нижезалегающих пластов (рис. 1.4), даже если они водо­носные. Рисунок 1.4 - Выбор границ моделирования объекта Лекция 2. Этапы моделирования Традиционно технология геологического моделирования 3D представляется в виде следующих основных этапов (рис. 2.1): 1. Сбор, анализ и подготовка необходимой информации, загрузка данных. 2. Структурное моделирование (создание каркаса). 3. Создание сетки (3D грида), осреднение (перенос) скважинных данных на сетку. 4. Фациальное (литологическое) моделирование. 5. Петрофизическое моделирование. 6. Подсчет запасов углеводородов. Рисунок 2.1 - Основные этапы создания цифровой геологической модели 3D В зависимости от поставленной задачи возможно исключение каких-либо этапов или их повторение. После загрузки исходных данных и создания рабочего проекта создается структурно-стратиграфический каркас модели. Для этого предварительно выполняется корреляция скважин (проставляются разбивки пластов в скважинах), прослеживаются опорные сейсмические горизонты, создается модель тектонических нарушений. На этой основе в рамках заданных границ участка моделирования и при выбранных горизонтальных размерах ячеек строится каркас, состоящий из горизонтов - стратиграфических границ пластов, посаженных на корреляционные разбивки и увязанных с поверхностями тектонических нарушений. В рамках этого каркаса с учетом закономерностей осадконакопления для каждого пласта выполняется тонкая «нарезка» слоев, создавая таким образом трехмерную сетку (3D грид). На ячейки сетки вдоль траекторий скважин выполняется перенос (осреднение) результатов интерпретации ГИС - кривых фаций, литологии, пористости, нефтенасыщенности и др. Иногда эта процедура называется ремасштабированием. По этим скважинным данным, используя результаты интерпретации сейсморазведки в качестве трендовых параметров (если они есть), рассчи­тываются кубы свойств в ячейках сетки в межскважинном пространстве. Вначале - дискретный куб фаций (литологии). Затем, с учетом вида распределения и пространственных закономерностей для каждой фации, стро­ятся непрерывные кубы пористости Кп и проницаемости Кпр. Непрерывный куб нефтегазонасыщенности Кнг рассчитывается исходя из данных о свойствах пород (Кп, Кпр), пластовых флюидов и закономерностей капиллярно-гравитационного равновесия (модели переходной зоны). Правда, для некоторых типов пород переходная зона может и отсутствовать. Предварительно для каждого пласта строятся поверхности флю­идных контактов. На основе этих кубов ФЕС производится подсчет запасов углеводородов, проектирование скважин, модель передается гидродинамикам для фильтрационных расчетов. С появлением новой информации (бурение скважин, отстрел новых сейсмических кубов 3D, выполнение дополнительных исследований керна и др.) модель дополняется и корректируется. Другой причиной корректировки геологической модели могут служить замечания гидродинамиков, обоснованные результатами адаптации фильтрационной модели в процессе воспроизведения истории разработки. Теперь рассмотрим наиболее распространенные отступления и дополнения к традиционной схеме этапности геологического моделирования. Во-первых, это игнорирование этапа построения фациальной модели при упрощенном подходе к моделированию. В этом случае дискретный куб фаций не строится, а для характеристики качества ячеек используется непрерывный куб песчанистости (NTG) или пористости. Во-вторых, добавление этапа многовариантного моделирования с оценкой неопределенностей геологической модели и рисков заложения скважин. Как правило, этот этап является практически стандартным за рубежом, у нас же в России пока применяется мало. В-третьих, добавление этапа экспертизы, построенной геологической мо­дели, как на корпоративном, так и на государственном уровне. В следующих главах каждый из этапов моделирования будет рассмотрен более подробно. Иногда как отдельный этап после построения геологической модели рассматривается подготовка данных для последующей передачи гидродинамикам для фильтрационного моделирования. Необходимо также сказать несколько слов о той важной работе, которая порой остается как бы «за кадром», но которая предваряет собственно 3D моделирование и без которой невозможно построить адекватную цифровую геологическую модель 3D: • построение концептуальной (принципиальной) геологической модели. Под этим понимается определение условий осадконакопления пластов и их тектонического развития, разработка на этой основе принципов корреляции стратиграфических границ, определение ме­стоположения границ фациальных зон, закономерностей формирования коллекторов, изменения их свойств по площади и по разрезу для каждой фациальной зоны, • построение флюидальной модели. Это определение положения межфлюидных контактов в скважинах и, на этой основе, построение по­верхностей флюидных контактов в межскважинном пространстве. Построение структурно-стратиграфического каркаса Основные три источника и три составные части структурного каркаса модели (рис. 3.1) - стратиграфические разбивки (маркеры) пластов в скважинах, стратиграфические поверхности пластов и плоскости тектонических нарушений, организованные в тектоническую модель (fault model). При построении структурного каркаса предполагается, что уже выполнена вся подготовительная работа: прокоррелированы пласты на основе концептуальной модели осадконакопления, введены поправки в инклинометрию скважин согласно принятой флюидной модели, выполнены двумерные картопостроения стратиграфических по­верхностей пластов. Рисунок 3.1 - Формирование структурного каркаса модели Двумерные картопостроения структурных поверхностей при 3D моделировании в целом аналогичны картопостроениям при подсчете запасов. Обычно число стратиграфических поверхностей в модели существенно превышает число надежно прослеживаемых сейсмических границ, которые с ними ассоциированы. Поэтому вначале выполняется построение основных стратиграфических поверхностей пластов, связанных с опорными сейсмическими горизонтами, например, методом кокригинга. После этого выполняется построение остальных (дополнительных) стратиграфических поверхностей через карты стратиграфических толщин по скважинам, исходя из принятой модели осадконакопления. Пример такого построения для континентальных отложений тюменской свиты показан на рис. 3.2; здесь согласно принятой моделью осадконакопления построение дополнительных поверхностей выполнялось через карты толщин от кровли. Рисунок 3.2 - Пример формирования структурного каркаса отложений тюменской свиты на Каменном месторождении В случае, когда промежуточная поверхность должна быть конформна одновременно двум основным стратиграфическим поверхностям, построение осуществляется с использованием карты пропорций толщин. Например, вначале строится по скважинным данным карта h/H, где h - толщина верхнего пласта в скважинах, а Н - суммарная толщина верхнего и нижнего пласта, то есть всей пачки (рис. 3.3). Затем эта карта умножается на суммарную карту стратиграфических толщин, полученную вычитанием из карты кровли пачки А карты подошвы пачки Б. Прибавлением полученной карты к карте кровли пачки А рассчитывается промежуточная по­верхность В. В современных пакетах геологического моделирования имеется возможность строить поверхности, одновременно конформные выше и нижележащим поверхностям, автоматически. Она реализована таким образом, что пользователю следует указать ряд параметров, таких, как: выше и нижележащие «опорные» поверхности, количество промежуточных поверхностей в заданном интервале, метод корректировки толщин (не обязательно пропорциональный). При необходимости часть промежуточных интервалов можно задать фиксированной картой толщин (например, в случае, когда необходимо сохранить смоделированные толщины глинистой перемычки, которая локально выклинивается). Карта пропорций и карта стратиграфических толщин строится «виртуально» на основе заданных настроек и поль­зователь получает необходимые промежуточные поверхности. Рисунок 3.3 - Построение промежуточной поверхности с использованием карты пропорций стратиграфических толщин Важным моментом построения каркаса является принятие решения о включении тектонических нарушений в геологическую модель в том случае, когда число выделяемых по данным сейсморазведки нарушений достаточно велико. Хотя на этот счет нет единой точки зрения, следует руководствоваться следующими принципами включения нарушений в геологическую модель: • нарушения, разделяющие блоки с разными отметками флюидных контактов, • нарушения, наиболее амплитудные и протяженные (рис. 3.4), • нарушения с амплитудой более половины мощности пласта, • нарушения, наличие и значимость которых подтверждается данными других методов (гидропрослушивания, гидродинамических исследо­ваний скважин, анализа взаимодействия скважин в процессе разработки др.). Помимо основных поверхностей в структурный каркас иногда включаются и вспомогательные поверхности, что позволяет решить какие-либо прикладные задачи (рис. 3.5 и рис. 3.6). Например, при адаптации трехмерной геологической модели к материалам подсчета запасов в ситуации, когда зоны стратиграфического выклинивания пласта, фиксируемые сейсморазведкой, в материалах подсчета запаса были показаны как зоны выклинивания коллекторов. В трехмерной геологической модели пришлось поверхности структурного стратиграфического каркаса выклинить дальше за границей линии в подсчете запасов, а выклинивание коллекторов обеспечить введением вспомогательных поверхностей. Рисунок 3.4 - Селекция нарушений при формировании структурного каркаса Рисунок 3.5 - Моделирование соединения пропластков коллекторов путем введения вспомогательной поверхности каркаса Рисунок 3.6 - Моделирование выклинивания коллектора с помощью вспомогательных структурных поверхностей Следующим за созданием структурного каркаса этапом построения моде­ли является построение трехмерной сетки, или 3D-грида. Трехмерная сетка - это ячеистый каркас, внутри которого происходят все основные этапы геоло­гического моделирования. Главное отличие трехмерной сетки от двумерного грида (то есть поверхности) в том, что каждая ячейка трехмерной сетки занимает определенный объем в пространстве, тогда как ячейка двумерного грида характеризуется только площадью. Правильно построенная трехмерная сетка - это основа построения корректной геологической модели. Существует два глобальных типа трехмерных сеток: структурированные сетки и неструктурированные. Ячейки структурированных сеток всегда представляют собой шестигранники (то есть имеют 8 вершин). Ячейки неструктурированных сеток теоретически не имеют ограничений по форме ячейки. На рис. 3.7 показан пример моделирования месторождения на основе различной сеточной геометрии. Неструктурированные сетки более гибкие и позволяют моделировать залежи с наиболее сложной геометрией (рис. 3.8), однако в таких случаях часто возникают трудности при передаче результатов геологического моделирования в гидродинамические симуляторы. Остановимся на конкретных примерах разбиения сетки на слои по вертикали, поскольку этот процесс должен определяться характером геологического строения объектов, безотносительно к особенностям построения сетки в данном программном продукте. На рис. 3.9 показан пример вертикальной разбивки трехмерной геологической сетки для выдержанных по мощности терригенных пластов (Западная Сибирь, породы мелового возраста). Пласты БВ формировались в морских условиях мелководного шельфа, хорошо выдержаны по латерали и имеют малые вариации общих стратиграфических толщин от скважины к скважине, отсутствуют зоны эрозии или размыва. Для этих условий наиболее целесоо­бразно применение пропорциональной схемы нарезки слоев. Рисунок 3.7 - Сопоставление сеток грида геологических моделей, построенных в разных программных продуктах по одному и тому же месторождению Рисунок 3.8 - Пример построения опрокинутой складки Рисунок 3.9 - Пример обоснования зон, исходя из корреляционных построений, выделения седиментационных циклов и анализа ГСР. Для меловых шельфовых пластов Широтного Приобья Западной Сибири была выбрана пропорциональная схема напластования На рис. 3.10 изображена схема корреляции и вертикальная разбивка трехмерной геологической сетки для юрских континентальных отложений руслового и озерно-болотного генезиса, залегающих на эродированных образованиях фундамента (кора выветривания) с угловым и стратиграфическим несогласием, заполняя в первую очередь участки между палеоподнятиями. Для данных условий осадконакопления целесообразно применение параллельной вертикальной разбивки слоев от кровли (то есть с равной толщиной ячеек - ячейки выклиниваются снизу), либо пропорциональной вертикальной разбивки (то есть количество слоев не меняется, но толщина ячеек ва­рьируется в зависимости от общей толщины пласта). В последнем случае возникает проблема наличия слишком тонких ячеек в зонах выклинивания (несогласия), которая решается введением ограничения по минимальной толщине ячейки. Таким образом, получается сетка, являющаяся одновременно и пропорциональной (в зонах полной страти­графической мощности), и параллельной (с выклинивающимися ячейками в зонах эрозии). Пропорциональная она до тех пор, пока толщина пласта не падает до определенного значения, после этого сетка становится параллельной. На рис. 3.11 показан пример трехмерной сетки с выклиниванием пласта и варианты решения описанной выше проблемы. Рисунок 3.10 - Для континентальных юрских отложений Шаимского района Западной Сибири принимается пропорциональная схема напластования с ограничением мощности ячеек и объединением выклинивающихся ячеек с соседним слоем или схема напластования от кровли с равной толщиной ячеек Рисунок 3.11 - Проблема наличия слишком тонких ячеек при пропорциональной вертикальной разбивке в зонах выклинивания (А) и варианты решения этой проблемы (Б, В) На рис. 3.12 и рис. 3.13 показан пример комбинирования трех различных типов вертикальной разбивки (параллельного кровле, параллельного подошве и пропорционального). Ачимовские меловые отложения в этом районе представлены участком с аномальным разрезом баженовской свиты. Такие участки, по представлениям геологов, сформировались за счет «подводно­оползневой» модели -песчано-алевролитовые слои аномальных разрезов представляют собой продукт деятельности более поздних (валанжинских) турбидитов, расклинивших отложения баженовской свиты и внедривших в нее принесенный песчано-алевритовый материал ачимовской толщи. В этой ситуации для ачимовских отложений на участках с аномальным разрезом баженовской свиты условно была принята схема напластования равной мощности от подошвы. Для ачимовских пластов, несогласно примыкающих к этим участкам, принимается схема напластования равной мощности от кровли (вертикальная разбивка, параллельная кровле), а для верхнего пласта, не затронутого аномальными процессами - пропорциональная разбивка. Рисунок 3.12 - Пример выделения зон в ачимовских отложениях Западной Сибири в районе развития аномального разреза баженовской свиты Рисунок 3.13 - Увеличенный фрагмент рисунка по выделению зон в ачимовских отложениях Западной Сибири с иллюстрацией схемы нарезки слоев для выделенных зон На рис. 3.14 представлен пример вертикальной разбивки на слои пласта БВ2 (Западная Сибирь). Формирование пласта БВ2 происходило в условиях формирующейся дельты, причем высокоэнергетические отложения конуса выноса эродировали ранее отложившиеся слои. Для данных условий осадконакопления была применена параллельная кровле нарезка слоев (схема напластования от кровли с равной толщиной ячеек). Кроме того, непроницае­мая перемычка (зона 4), представлена одним мощным слоем, а зона 5 разбита на слои параллельно подошве. На рис. 3.15 также представлена схема корреляции и разбивка на слои ачимовских отложений. В данном случае ачимовские клиноформенные отложения нижнего мела имеют косослоистую структуру, обусловленную тем, что отложения формировались в условиях проградации береговой линии. Выбор схемы напластования связан с конкретными условия формирования отложений данного района (относительное повышение или понижение уровня моря, скорость привноса осадочного материала и др.), и обычно принимается пропорциональная схема, либо параллельная подошве вертикальная разбивка слоев (равная толщина ячеек от подошвы). Рисунок 3.14 - Пример обоснования зон и схемы нарезки слоев, исходя из условий осадконакопления. Для мелового дельтового пласта БВ2 Западной Сибири выбрана схема напластования равной мощности от кровли Рисунок 3.15 - Для ачимовских клиноформенных отложений нижнего мела Западной Сибири наиболее распространена пропорциональная схема напластования На рис. 3.16 показана ситуация, при которой песчаники пласта БП состоят из серии береговых барьерных баров, сформировавшихся за счет волно­прибойного механизма. Для этого типа отложений целесообразно применять либо пропорциональную схему нарезки слоев, либо равной мощности от по­дошвы (параллельную подошве). Рисунок 4.16 - Пример обоснования зон и схемы нарезки слоев. Для баровых отложений пласта БП11 выбрана схема напластования равной мощности от подошвы Поскольку для гидродинамических симуляторов чем сетка проще, тем лучше, то при формировании трехмерного грида следует, по возможности, избегать излишних усложнений, приводящих к увеличению времени гидро­динамических расчетов (не поступаясь, естественно, принципами геологиче­ской природы объекта). Пример влияния структуры сетки на фильтрацион­ные вычисления приводится на рис. 3.17. Рисунок 3.17 - Сопоставление результатов гидродинамических расчетов для различных схем напластования После создания грида выполняется процедура переноса (осреднения) скважинных данных на сетку (blocked wells, scaleup). Из геологических соображений следует отметить, что осреднение непрерывных параметров должно выполняться, во-первых, с учетом дискретной кривой фаций (bies), во-вторых, с учетом закона распределения параметров: для пористости и нефтенасыщенности нормального (арифметическое осреднение), проницаемо­сти - логнормального (геометрическое или гармоническое осреднение). Лекция 3. Построение куба литологии Построение дискретного куба литофаций является следующим за по­строением структурно-стратиграфического каркаса важным этапом постро­ения трехмерной геологической модели. Однако, существует упрощенный подход к геологической модели, когда построения куба литофаций вообще не производится. В этом случае (рис. 4.1.) выполняется интерполяция (кригинг) значений пористости по скважинам, если кривые пористости имеют­ся во всем интервале моделируемого пласта. Далее по зависимости Кп-Кпр рассчитывается куб проницаемости, что позволяет затем гидродинамикам по выбранному для отсечки значению Кпр сделать часть ячеек неактивными и выполнить фильтрационные расчеты. Рисунок 4.1 - Пример упрощенного подхода к построению геологической модели Такой упрощенный подход имеет следующие недостатки. Во-первых, он применим только для залежей простого геологического строения - просто­го литологического состава, структурного и стратиграфического строения, имеющих слабую изменчивость свойств по площади и по разрезу. Во-вторых, без учета распределения литофаций искажаются распределе­ния ФЕС в объеме резервуара, которые корректно восстанавливаются толь­ко при использовании фациальной модели, что показано в следующей главе на примере пористости. При правильном подходе к созданию геологиче­ской модели литолого-фациальная модель является той основой, которая позволяет использовать разработанную геологом концептуальную модель и обеспечить геологически и статистически достоверное распределение ФЕС в резервуаре. При использовании термина «литологическая модель» мы будем понимать далее простую литофациальную модель, когда модели­руется распределение только коллекторов и неколлекторов. Рассмотрим основные используемые методы построения литофациальной модели (рис. 4.2, рис. 4.3, рис. 4.4). Во-первых, детерминистские, для которых при одних и тех же настройках получается всегда один и тот же ре­зультат: • отрисовка модели вручную (используется в основном при корректи­ровке моделей), • извлечение из объемной сейсморазведки геометрии геологических тел и включение их в модель, при этом можно задать вариацию границ отрисованного тела (пока используется редко), • построение куба или нескольких непрерывных кубов параметров и за­тем получение дискретного куба литофаций на основе отсечек - гра­ничных значений величин, разделяющих типы литофаций (часто ис­пользующийся подход), • построение куба или нескольких непрерывных кубов параметров и за­тем получение дискретного куба литофаций на основе технологии нейронных сетей (пока используется редко), • индикаторный кригинг - кригинг в варианте для дискретных пере­менных (используется редко, так как результат выглядит менее логично, чем построение кригингом непрерывного параметра с после­дующей дискретизацией с отсечкой). Рисунок 4.2 - Методы моделирования куба литофаций Рисунок 4.3 - Сопоставление результатов построения куба литологии различными способами Рисунок 4.4 - Сопоставление результатов построения куба литологии различными способами (дополнение) Во-вторых, стохастические, позволяющие получать при одних и тех же настройках различные равновероятные случайные реализации: • пиксельные, последовательно заполняющие объемную сетку геологическими телами различных литофаций размером с одну ячейку (пиксель). Наиболее распространено последовательное гауссово моделиро­вание (SIS), усеченное гауссово моделирование (TGS) используется для моделирования фациальных переходов и применяется реже. Технология многоточечной статистики весьма перспективна, но находится в стадии разработки. • объектные, моделирующие распределение литофаций в резервуаре с помощью геологических тел, представленных геометрическими объемными телами разной ориентации и формы. В основном используются для моделирования отложений каналового типа - русел и турбидитовых потоков. Поскольку часто задают вопрос, какой метод лучше, то попробуем ответить на него так. В целом стохастические методы гибче, чем детерминированные. Например, с помощью кригинга никогда нельзя получить случай­ную реализацию. В то же время, сделав тысячу реализаций и найдя среднее из них, мы получим практически результат кригинга. Стохастические методы лучше учитывают тренды, а если мы захотим в точности повторить результаты расчетов, то это можно сделать, задав тот же условный номер начальной ячейки. Оценку неопределенностей кригингом практически невозможно сделать. Применять ли пиксельное или объектное моделирование - зависит от концептуальной модели резер­вуара и выбора геолога. В случае руслового генезиса коллекторов приме­нение объектного моделирования будет более оправданно. Однако, следует иметь ввиду, что можно так неправильно подобрать параметры тел, что алгоритм просто не сможет согласовать их со скважинами, и программа «за­виснет». Поэтому объектное моделирование хорошо на разведочном этапе, когда скважин мало. При использовании же SIS мы всегда получим резуль­тат в разумное время. В целом же, наиболее хорошие результаты получаются при комбинации различных алгоритмов как при собственно построении модели, так и при адаптации геологической модели 3D к материалам подсчетов запасов, о чем будет рассказано далее. Наиболее простым способом построения литологической модели является интерполяция (кригинг) параметра «коллектор/неколлектор» по скважинам и получение, таким образом, непрерывного куба песчанистости (NTG). Полученный интерполяцией непрерывный куб песчанистости (NTG) дискретизируется с использованием отсечки для получения дискретного куба литологии. Стандартная отсечка 0.5, но иногда может использоваться и другая, например, при подгонке модели при подсчете запасов. В ряде случаев дискретизация не выполняется, полученный куб NTG рассматривается в качестве окончательного, как основа для расчета кубов ФЕС. Рассмотрим, почему это в общем случае некорректно. Фактически при таком подходе практически все ячейки сетки, за исключением ячеек вдоль траекторий скважин и коррелируемых пропластков глин, рассматри­ваются как ячейки-коллектора. Непроницаемые перемычки нивелируются, поскольку все ячейки (кроме скважин и коррелируемых пропластков глин) имеют ненулевое значение NTG, пусть даже очень низкое. То есть искус­ственно завышается связность резервуара. На рис. 4.5 показан куб NTG, переданный из геологической модели для гидродинамического моделирования без создания дискретного куба лито­логии. Также показан полученный дискретизацией из этого куба NTG с ис­пользованием отсечки 0.01 куб литологии (то есть были исключены только явные глины с NTG=0) и куб литологии, полученный с использованием стандартной величины отсечки 0.5. Из сопоставления этих рисунков сле­дует, что в кубе NTG фактически «потеряны» глинистые перемычки и существенно завышена связность модели, что подтверждает сопоставление гистограмм распределения толщин непроницаемых пропластков. Таким об­разом, использование непрерывного куба песчанистости в качестве оконча­тельного допустимо лишь в случае залежей простого литолого-фациального строения, высокого значения песчанистости (Кпесч>0.7), одномодального распределения пористости. В этом случае ошибки построения геологиче­ской модели не столь существенны для гидродинамических расчетов. Рисунок 4.5 - Сопоставление связности куба песчанистости и куба литологии Построение непрерывного куба песчанистости (NTG) можно выполнять кригингом или осреднением набора стохастических реализаций SIS с по­следующим сглаживанием (сохраняя значения в ячейках скважин) для сня­тия «шума» (отдельных несвязных ячеек). Оценка качества сглаживания выполняется по кубу связанных ячеек-коллекторов. Возможно также ис­пользование сглаживания по полученному уже после отсечки дискретному параметру литологии. Стохастическое моделирование можно выполнять как по непрерывному параметру NTG, так и по дискретному параметру ли­тологии (коллектор/неколлектор). Помимо построения непрерывного куба NTG из параметра коллектор/неколлектор (I на рис. 4.6), возможно получение куба литологии с использованием отсечек из непрерывных параметров αпс или пористости (II и III на рис. 4.6). Слабым местом такого подхода является невозможность использования трендов, например, карты эффективных толщин из подсчета запасов, если нет зависимости между Кп и Нэфф. Кроме того, величины пористости часто определяются только в коллекторах. Поэтому, чтобы достичь необходимого содержания коллек­торов в объеме, приходится выполнять несколько расчетов, задавая различ­ные условные (даже отрицательные) величины пористости в неколлекторах (рис. 4.7). Рисунок 4.6 - Варианты построения куба литологии в терригенном разрезе Западной Сибири Возникает иногда вопрос, зачем вообще строить куб литофаций, ведь можно просто построить куб литологии (коллектор/неколлектор). Для раз­резов простого литологического состава это действительно не принципи­ально. Рассмотрим примеры более сложных случаев, когда построение куба литологии не смогло адекватно отразить распределений ФЕС в объеме ре­зервуара и обеспечить воспроизведение истории разработки. Рисунок 4.7 - Построение куба литологии, используя непрерывный куб пористости На рис. 4.8 показан первоначальный вариант модели литологии, основы­ваясь на котором гидродинамики не могли в ряде скважин воспроизвести конусообразование вследствие подтягивания воды при депрессии на пласт. В более сложной литофациальной модели неколлектора были смоделиро­ваны двумя литофациями - глинами и плотными прослоями (карбонатизированными песчаниками). Причем плотные пропластки во многих случа­ях находились на границе раздела нефть/вода. Плотным пропласткам были заданы нулевые значения пористости и нефтенасыщенности, но ненулевые, хотя и меньше граничного, значения проницаемости - то есть через них фильтровались флюиды. Введение в модель плотных пропластков с нену­левой проницаемостью позволило корректно смоделировать конусообразование и воспроизвести историю разработки. Возвращаясь к рассмотрению методов моделирования, отметим наибо­лее популярный метод пиксельного стохастического моделирования - по­следовательное индикаторное гауссово симулирование SIS. Популярность метода обусловлена его гибкостью и возможностью хорошо учитывать тренды. К числу обычно используемых трендов относятся: вертикальный тренд - кривая геолого-статистического разреза - ГСР. При построении куба литофаций, как и других кубов ФЕС, необходи­мо задать вертикальные и горизонтальные вариограммы, характеризующие степень изменчивости свойств. Рисунок 4.8 - Пример построения литофациальной модели пласта БВ6 Лас-Еганского месторождения Положительной стороной метода является то, что он позволяет, если не­обходимо, добиться заданной последовательности перехода одной фации в другую. Объектное моделирование (рис. 4.9) обладает преимуществами геоло­гической мысли в моделировании, поскольку объекты задаются исходя из концептуальной седиментационной модели. С другой сто­роны, это же является и недостатком. Поскольку часто очень трудно опре­делить параметры объектов и диапазон их вариаций, найти для них совре­менные или древние аналоги. Кроме того, как отмечалось ранее, можно так подобрать параметры тел, что алгоритм просто не сможет согласовать их со скважинами, и программа «зависнет». Вместе с тем, объектное моделиро­вание также достаточно гибко в использовании трендов и доли раз­личных фаций в объеме резервуара (рис. 4.10). Можно кратко так охаракте­ризовать механизм объектного моделирования: • геолог определяется с формами и параметрами тел, • алгоритм встраивает эти тела в скважины согласно кривой фаций, • алгоритм встраивает эти тела в межскважинное пространство до тех пор, пока не добьется соответствия заданных трендам, либо пока не за­кончатся итерации. Рисунок 4.9 - Пример объектного моделирования русловых отложений на месторождении из 12 скважин Рисунок 4.10 - Пример многовариантного фациального объектного моделирования глубоководных отложений Рассмотрим далее примеры совместного использования различных ме­тодов при построении литофациальной модели. На рис. 4.11 и рис. 4.12 по­казано моделирование системы русловых отложений в окружении пойм, озер и болот. На первом этапе было выполнено пиксельное моделирование SIS куба литофаций, однако в полученном результате была плохо учтена концептуальная седи- ментационная модель. Объектное моделирование хорошо воспроизвело распределение русел, но не смогло адекватно воспроизвести распределение литофаций в окружающем русла объеме пород. В результате было принято решение и построена комплексная модель, в которой песчаники русел были смоделированы объектным способом, а распределение литофаций в окру­жающем русла объеме пород - пиксельным. Рисунок 4.11 - Моделирование куба фаций различными методами В качестве примера комбинирования стохастических и детерминистских методов рассмотрим случай (рис. 4.13) построения литофациальной моде­ли с наличием четырех литофаций: глин, а также песчаников мелко, средне и крупнозернистых. При одном из способов построения куба фаций внача­ле было выполнено распределение глин и песчаников в целом стохастиче­скими реализациями с последующим осреднением. А затем только в объе­ме песчаников выполнена интерполяция песчаников мелко (1), средне (2) и крупнозернистых (3). Этим обеспечивался плавный переход песчаников мелкозернистых в крупнозернистые через промежуточный тип песчаников среднезернистых. Затем непрерывный куб песчаников дискретизировался с отсечками 1.5 и 2.5, и был получен дискретный куб литофаций. Рисунок 4.12 - Моделирование куба фаций различными методами (продолжение) Рисунок 4.13 - Сопоставление способов построения куба литофаций Возможности совместного применения различных подходов, то есть одновременного использования дискретного куба литологии и непрерывного куба песчанистости (NTG), можно использовать, например, при моделиро­вании зон замещения. Выклинивание коллекторов в кубе литологии на гра­нице зоны замещения может быть плавным или резким (рис. 4.14). В случае необходимости создать плавное уменьшение эффективных толщин к зоне за­мещения, можно использовать куб песчанистости в коллекторах (рис. 4.15), сводя его значения плавно к 0. Что технически является более простой зада­чей, чем создание поверхностей, сходящихся на границу зоны замещения. Рисунок 4.14 - Примеры построения куба литологии с зоной замещения В некоторых случаях без использования куба песчанистости просто не­возможно построить корректную модель. Это бывает, например, в случае наличия коллекторов с рассеянной или слоистой глинистостью внутри, когда уже на этапе интерпретации ГИС выделяются коллектора, а для них дополнительно определяется параметр глинистости (песчанистости). Использование куба NTG в коллекторах помогает также решить задачу подгонки объемов коллекторов к заданному значению. Рисунок 4.15 - Варианты построения куба литологии и песчанистости, когда необходимо обеспечить плавное уменьшение толщин к зоне замещения Лекция 5. Построение куба пористости Как уже отмечалось ранее, наиболее простой способ построения куба пористости - интерполяция (кригинг) значений пористости по скважи­нам, если кривые пористости имеются во всем интервале моделируемого пласта (рис. 5.1). Такой упрощенный подход имеет следующие недостатки. Во-первых, значения пористости в пропластках со значениями ниже гра­ничного определяются условно. Во-вторых, искажается распределение по­ристости в объеме резервуара, которое корректно восстанавливается толь­ко при использовании фациальной модели. Проиллюстрируем это на двух примерах. Рисунок 5.1 - Пример упрощенного подхода к построению куба пористости На рис. 5.2 вверху показан куб пористости, полученный распростране­нием значений пористости в скважинах в межскважинное пространство. Если просто исключить по величине граничного значения Кпгр неколлектора и рассматривать полученный куб значений Кп в коллекторах как окон­чательный, то среднее значение Кп в коллекторах будет равно 0,15. Однако, если снова сделать расчет куба Кп в коллекторах опираясь на величины Кп коллекторов в скважинах, то распределение пористости коллекторов будет уже другим, а среднее значение величины Кп составит 0,17. Рисунок 5.2 - Пример искажения значений пористости в объеме резервуара при упрощенном подходе к построению куба пористости На рис. 5.3 приведено сопоставление карт средней пористости, полученных из кубов пористости, построенных с учетом и без фациальной модели. Из него следует, что рас­пределение пористости в объеме резервуара, построенное без учета фациальной модели, не учитывает геологического (руслового) строения модели­руемых отложений и не может использоваться для дальнейшего гидродина­мического моделирования. Рисунок 5.3 - Сопоставление результатов моделирования куба пористости с учетом и без учета фациальной модели При корректном подходе к созданию куба пористости предварительно созданная литолого-фациальная модель является той основой, которая позволяет обеспечить геологически и статистически достоверное распределение пористости в резервуаре. В качестве исходных данных при этом используются (рис. 5.4): • результаты непрерывной интерпретации ГИС (РИГИС) с выделением литофаций и оценкой ФЕС, • куб литофаций, • геологические закономерности вертикальной и латеральной изменчи­вости пористости, выраженные в формализованной форме - трендовые карты или кубы, ГСР и гистограммы распределений пористости для разных литофаций, полигоны зон замещения и границ зон распро­странения литофаций, геологические зависимости (например, сред­няя пористость/суммарная эффективная толщина или средняя пори­стость/песчанистость). • Рисунок 5.4 - Рекомендуемая схема построения куба пористости На первом этапе выполняется контроль качества исходных данных. Затем анализируются гистограммы распределе­ния пористости по пластам для различных фаций (литотипов). Желатель­но, чтобы гистограмма пористости по РИГИС для каждого литотипа имела одномодальное, близкое к гауссовому (нормальному) виду распределение (рис. 5.5), поскольку такой вид распределения эмпирически установлен для большинства однородных литологических типов пород. Если же гистограмма распределения пористости для данного пласта какого-то литотипа имеет несколько пиков, то можно предположить, что выборка неоднородна и целесообразно выполнить работу по выделению дополнительных литотипов. Можно также провести более детальную кор­реляцию с разделением пласта на несколько объектов (пластов). Или же попытаться выявить в плане зоны различных условий осадконакопления, контролирующих распределение пористости пород. Соответственно, если эта процедура выполняется, то перестраивается куб литофаций и, возмож­но, структурный каркас (в случае уточнения корреляции). Рисунок 5.5 – Пример сопоставления гистограмм пористости В значительной степени описанные действия позволяют снять геологи­ческие тренды и привести распределение к стационарному виду, с которым корректно работают алгоритмы распространения ФЕС. В случае, когда перечисленные меры не приводят к желаемому резуль­тату (распределение пористости бимодальное), необходимо принять реше­ние, сохранять или нет вид распределения по скважинам в кубе пористости. Если принимается решение сохранять вид распределения, то это необходи­мо задать это в настройках алгоритма при расчете куба пористости. В любом случае, в результате анализа гистограмм распределения пори­стости пластов по литотипам с учетом обоснованных петрофизиками гра­ничных значений Кпгр устанавливаются величины минимальных, макси­мальных и средних значений параметра, используемые в дальнейшем в на­стройках алгоритма при расчете куба пористости с учетом куба литофаций. На следующем этапе геологом-модельером выполняется подготовка вы­раженных в формализованной форме геологических закономерностей вер­тикальной и латеральной изменчивости пористости - трендовых карт или кубов, геолого-статистических разрезов (ГСР) или вертикальных трендов, полигонов зон замещения и границ зон распространения литофаций, геоло­гических зависимостей (например, средняя пористость/суммарная эффективная толщина). При построении ГСР и вертикальных трендов целесообразно оценить изменение пористости коллекторов по вертикали по номеру слоя (относи­тельной глубине) или по абсолютной глубине - последнее чаще встречает­ся на залежах с большой амплитудой структуры. В дальнейшем, после расчета куба пористости, выполняется контроль качества путем сопоставления по скважинам и по модели гистограмм распределения и ГСР пористости по литотипам. В качестве трендовых кубов пористости используются данные 3D сейс­моразведки (рис. 5.6). В качестве трендовых карт используются либо данные 2D и 3D сейсморазведки, либо карты, построенные по скважинным данным и отредактированные с учетом геологических представлений о закономер­ностях изменений пористости по латерали, то есть концептуальной модели пласта. Заметим, что трендовые карты по сейсморазведке не должны про­тиворечить геологическим представлениям о закономерностях изменения пористости изучаемых отложений по латерали. Рисунок 5.6 – Пример использования куба сейсмического атрибута в качестве тренда при построении куба пористости геологической модели Если же данных сейсморазведки нет, то трендовая карта пористости мо­жет строиться по скважинам с последующим редактированием. На этом этапе часто необходимо бывает решить - строить карту с выводом на гра­ничные значения на границе зоны замещения коллекторов или нет. После анализа гистограмм распределений, минимальных, максимальных и средних значений Кп и подготовки трендов выполняется расчет куба по­ристости с учетом куба литофаций. Рекомендуется выполнять построение куба пористости детерминист­ским (кригингом) или стохастическим методом, используя: • в качестве вертикального тренда функцию изменения пористости литотипов по скважинам по слоям или по глубине, • в качестве горизонтального тренда - отредактированную исходя из геологических соображений карту средней пористости коллекторов по РИГИС (при отсутствии трендовых данных сейсморазведки), • вид и интегральные параметры распределения пористости (среднее, дисперсия, min, max), исходя из данных распределения по скважинам. Важно заметить, что для случая малой разбуренности моделируемой залежи величины среднего, а также min и max пористости пласта целесоо­бразно задавать, исходя из значений этих величин по разбуренным близрасположенным месторождениям-аналогам или опираясь на данные сейсмо­разведки (при оценке среднего). Рассмотрим сравнение средних карт пористости коллекторов, получен­ных из кубов пористости, рассчитанных разными методами по одному на­бору скважин. На рис. 5.7 справа внизу приведена трендовая карта пористости коллек­торов, построенная по скважинным данным и используемая в дальнейшем при расчете куба пористости. Она была вручную отредактирована так, что­бы область русловых отложений песчаников характеризовалась повышен­ными значениями пористости. На том же рисунке показана карта средней пористости коллекторов, полученная из куба пористости, построенного методом кригинга без использования тренда. Также изображена карта, по­лученная из куба пористости, построенного методом кокригинга с исполь­зованием трендовой карты. Как видно из рисунка, на этой карте области повышенной пористости внутри коллекторов русла хорошо связаны между собой. Таким образом, использование трендов позволяет геологу учесть зако­номерности изменения пористости для литотипов и получить желаемый результат в случае адаптации модели к материалам подсчета запасов, о чем будет сказано далее. Рисунок 5.7 – Сопоставление карт средней пористости коллекторов, полученных из кубов пористости, смоделированных различными способами Построение куба проницаемости Наиболее распространенная практика создания куба проницаемости Кпр заключается в использовании ранее созданного куба пористости Кп. Сразу отметим, что проницаемость - наименее точный, определяемый в скважинах по каротажу параметр, который в наибольшей степени корректируется гидродинамиками при настройке модели на историю разработки. Вначале остановимся на построении куба проницаемости коллекторов. Поскольку проницаемость имеет не нормальный, как пористость, а логнормальный вид распределения, то целесообразно вначале рассчитывать куб логарифма проницаемости LogКпр (LnКпр), а затем калькулировать куб проницаемости. При наличии тесной корреляционной связи между пористостью и проницаемостью (логарифмом проницаемости) коллекторов, устанав­ливаемой обычно по керну, расчет куба логарифма проницаемости мож­но выполнить, просто пересчитав по этой зависимости куб пористости. При слабой связи расчет куба логарифма проницаемости LogКпр выпол­няется детерминистским или стохастическим способом, используя куб Кп в качестве трендового (рис. 6.1). А затем обратным логарифмированием калькулируется куб Кпр. Рисунок 6.1 – Примеры расчета куба проницаемости коллекторов В более сложном варианте этой методики используются различные за­висимости Кп- LogКпр для разных литотипов, если это видно на керновых данных (рис. 6.2). Бывают ситуации, когда зависимости Кп- LogКпр выявить не удается, а изменения величины Кпр никак не отражаются на вариациях Кп (рис. 6.2). В этом случае построение куба LogКпр приходится выполнять по редкой сети скважин с керновыми определениями и данными гидродинамических исследований скважин, используя вертикальные и горизонтальные трен­ды с учетом фациальной обстановки. Например, для русловых отложений можно задать увеличение величины Кпр вниз по разрезу. Рисунок 6.1 – Пример существенного снижения проницаемости вниз по разрезу, практически не отражающегося на поведении кривой ПС (вверху), и пример зависимостей Кп - Кпр по керну для различных литотипов (внизу) При наличии керновых исследований по определению коэффициента анизотропии проницаемости (корня из отношения вертикальной и гори­зонтальной проницаемости) можно также рассчитать куб вертикальной проницаемости. Обычно коэффициент анизотропии при этом используют постоянным или как функцию горизонтальной проницаемости. Для неколлекторов наиболее просто задавать нулевую проницаемость. Однако, часто при гидродинамическом моделировании выясняется, что неколлектора, не содержат запасов углеводородов, тем не менее участвуют в процессах фильтрации флюидов. В этом случае необходимо, чтобы неколлектора имели ненулевую проницаемость, но меньше граничной. Можно, например, задать всем неколлекторам значения половины гра­ничного значения. Более правильно дифференцировать значения Кпр в неколлекторах в соответствии с каким-либо параметром или признаком. Такая дифференциация может быть сделана по литотипам, например, в глинах за­дать 0, а в плотных 0,5 от Кпр граничного. В качестве дифференцирующего параметра может выступить куб NTG или рассчитанный скриптом (плагином) куб удаленности данной ячейки-неколлектора от ближайшей по вертикали ячейки-коллектора. Или оба этих куба. Тогда для ячеек-неколлекторов с более высоким NTG, располо­женных ближе к коллекторам, значения проницаемости будут ближе к гра­ничным. А для ячеек-неколлекторов с низким NTG, удаленных от коллек­торов - ближе к нулю. Также можно использовать рассчитанный в неколлекторах куб пори­стости или αпс, если при интерпретации ГИС были сделаны оценки этих параметров в неколлекторах. При этом надо иметь в виду, что зависимость Кп-Кпр (логарифм Кпр) для неколлекторов обычно имеет другой наклон кривой, чем для коллекторов, то есть на граничных значениях Кп и Кпр имеется излом кривой. В любом случае, методику расчета проницаемости в коллекторах и неколлекторах целесообразно предварительно обсудить с петрофизиками и гидродинамиками, которые будут выполнять затем фильтрационные рас­четы. Построение куба нефтегазонасыщенности Наиболее часто используются следующие способы построения куба нефтегазонасыщенности (рис. 7.1) для ячеек-коллекторов выше поверхности ВНК (зеркала чистой воды): 1. Наиболее простой и наименее физичный - задание одного числа (кон­станты). Используется, например, при нехватке данных на поисковом и разведочном этапах освоения месторождения. 2. Горизонтальная интерполяция значений Кн в скважинах. Может ис­пользоваться для залежей однородного строения при отсутствии связи между Кн и другими фильтрационно-емкостными и геометрическими характеристиками резервуара. Поскольку в реальности такие геоло­гические случаи достаточны редки, мы не рекомендуем пользоваться этим способом. 3. Послойная (стратиграфическая) интерполяция значений Кн в сква­жинах. Может использоваться для следующих типов ловушек: • залежей, практически полностью расположенных в зоне предель­ного насыщения, где удаленность ячейки от ВНК уже не влияет на величину Кн - обычно это высокоамплитудные залежи, • залежей, где отсутствует зависимость величины Кн от удаленности Н ячейки от поверхности ВНК - высокопроницаемые однородные пласты, газовые залежи, резервуары с высокой анизотропией по проницаемости или гидрофобными коллекторами. 4. Послойная интерполяция с использованием куба пористости и зависи­мостей между пористостью и насыщенностью Кн,г=F(Кп), которые мо­гут различаться для разных литофаций. Эти зависимости могут быть получены как по данным РИГИС, так и по данным керна (рис. 7.2). В последнем случае зависимость Кн=F(Кп) обычно рассчитывается из зависимости Кво= F(Кп), предполагая, что величины нефтенасыщенности Кн и остаточной воды Кво связаны как Кн =1- Кво. С использованием куба пористости и зависимостей Кн,г=F(Кп) рассчитывается куб насыщенности Кнрасч. Затем выполняется сопоставление по скважинам ве­личин Кн по РИГИС и по кубу Кнрасч. Если сопоставление удовлетвори­тельное (в пределах заданной погрешности), то куб Кнрасч используется как окончательный. Если сопоставление неудовлетворительное, то далее выполняется перерасчет куба насыщенности, при котором созданный куб Кнрасч используется в качестве трендового при послойной интерполяции значений насыщенности по скважинам. 5. Расчет куба Кн(Кв) с использованием одной зависимости величины Кв от удаленности Н ячейки от поверхности ВНК – Кв=F(Н). Наи­более часто этот способ используется гидродинамиками, он фактиче­ски предполагает однородность строения залежи по ФЕС и одинако­вую высоту переходной зоны. Поэтому он не пригоден для более обще­го случая пластов неоднородного строения. Рисунок 7.1 – Сравнение способ построения куда нефтенасыщенности Рисунок 7.2 – Примеры зависимостей Кп-Кн и Кп-Кво Адаптация куба нефтенасыщенности к материалам подсчета запасов производится, в целом, аналогично адаптации куба пористости. Вначале рассчитывается куб нефтенасыщенности по скважинам с использованием куба КнКГР (куб нефтенасыщенности, полученный на основе сформированных зависимостей) в качестве трендового, затем, по кубу, карта средней нефтенасыщенности (по ячейкам-коллекторам выше поверхности ВНК). Если принято решение пренебречь кубом КнКГР, то можно выполнить первоначальный расчет куба нефтенасыщенности, используя в качестве тренда не куб КнКГР, а карту средней нефтенасыщенности из отчета по под­счету запасов. При подгонке величин нефтенасыщенности по зонам и категориям без использования карты средней нефтенасыщенности из отчета по подсчету запасов (на основе сводной таблицы подсчетных параметров) рекомендует­ся 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 зо­нам и категориям на понижающие и повышающие коэффициенты, • сглаживание куба нефтенасыщенности вдоль границ зон и категорий в радиусе 200-400 м. Оценка запасов углеводородов 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 (рис. 8.1): Q3D=∑i-1,n∙Kпi∙Kнi∙NTGi∙Vi, где Q3D - интегральный объем запасов нефти (газа) в пласте, Kпi - пористость i -ой ячейки, Kнi - нефтенасыщенность i -ой ячейки (Kгi - газонасыщенность), NTGi∙ (песчанистость) - доля коллекто­ров в i-ой ячейке, Vi - геометрический объем i -ой ячейки с учетом положе­ния флюидных контактов. Рисунок 8.1 – Кубы параметров, участвующих в расчете количества углеводородов При наличии нескольких литофаций-коллекторов расчет может про­изводиться 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 Vоil, рассчитанного перемножением кубов пористости, нефтенасыщенности, песчанистости и геометрического объема с использованием фильтра по па­раметру удаленности ячейки от контакта. Эта величина (Sum) несколько отличается от величины Q3D, рассчитан­ной в модуле подсчета запасов, 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 Vоil 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 так называемым «объемным методом»: Q2D=Hэфф∙Kср.П∙K ср.н∙S, где Q2D - интегральный объем запасов нефти в пла­те, S - площадь нефтенасыщенных пород, Kср.П - средняя пористость продук­тивных ячеек-коллекторов, K ср.н - средняя нефтенасыщенность продуктивных ячеек-коллекторов, Hэфф - средняя эффективная нефтенасыщенная толщи­на, рассчитанная по картам толщин (часто по картам нефтенасыщенных тол­щин сразу оценивают объем нефтенасыщенных пород Vэфф =Hэфф∙S). Хотя первый способ подсчета запасов более точный, использование второго способа в качестве дополнительного позволяет проконтролировать средние значения подсчетных параметров и объемов нефтенасыщенных по­род в трехмерной геологической модели путем сравнения этих величин со средневзвешенными значениями Кп и Кн, рассчитанными по РИГИС, а также с двумерными картами нефтенасыщенных толщин.