Тема: принципы геолого-технологического моделирования ( Построение кубов

вопросы лекции №5 (2.4):

Построение куба пористости
Построение куба проницаемости
Построение куба нефтегазонасыщенности

пористости
Недостатки упрощенного подхода:

значения пористости в пропластках со значениями ниже граничного

определяются условно.

искажается распределение пористости в объеме резервуара, которое корректно восстанавливается только при использовании фациальной модели.

резервуара при упрощенном подходе к построению куба пористости
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.

учетом и без учета фациальной модели (по M.A.Al-Khalifa, T.H.D.Payenberg, S.C.Lang

, 2007)

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

(рис.6.4):

• 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

Рис.6.4. Рекомендуемая схема построения куба пористости

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.6.5), поскольку такой вид распределения эмпирически установлен для большинства однородных литологических типов пород.

этапе геологом-модельером выполняется подготовка выраженных в формализованной форме геологических закономерностей

вертикальной и латеральной изменчивости пористости — трендовых карт или кубов, геолого-статистических разрезов (VPC) или вертикальных трендов, полигонов зон замещения и границ зон распространения литофаций, геологических зависимостей (например, средняя пористость/суммарная эффективная толщина).

качестве тренда при построении куба пористости геологической модели (по A.Contreras,

C.Torres-Verdin, W.Chesters, K.Kvien, T.Fasnacht, 2006)

сейсморазведки

средних значений Кп и подготовки трендов выполняется расчет куба пористости

с учетом куба литофаций.

Рекомендуется выполнять построение куба пористости детерминистским (кригингом) или стохастическим (SGS) 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, mах), исходя из данных распределения по скважинам.
Возможно также одновременное использование горизонтальных и вертикальных трендов, например, для русловых отложений (рис.6.9)

Рис.6.9. Примеры трендов пористости при моделировании отложений руслового типа (по R.Hauge, A.R.Syversveen, A.C.MacDonald, 2003)

кубов пористости, смоделированных различными способами

Использование трендов позволяет геологу учесть закономерности

изменения пористости для литотипов и получить желаемый результат в случае адаптации модели к материалам подсчета запасов.

на граничные значения на зоне глинизации
Если трендовая карта при расчете

куба пористости вблизи зон замещения воспроизвелась недостаточно точно, то можно использовать следующие приемы корректировки куба пористости для выхода на граничные значения на границе зоны замещения, в зависимости от способа построения куба литологии.
Во-первых, при построении куба литологии с выклиниванием коллекторов на границу зоны замещения (рис.6.11):

• построение карты Trend map делением двумерной карты пористости на карту пористости, полученную из куба пористости модели,
• умножение куба пористости модели на куб, полученный из карты Trend map,
• контроль сохранения значений на скважинах,
• при необходимости, для избежания резких переходов от значений на скважинах («столбов») к кубу, сглаживание вокруг скважин с малым радиусом (100—200 м) и сохранением значений на скважинах.

коллекторов при снижении NTG на границу зоны замещения (рис.6.12):
Final =

Poro*NTG+ Кпгр NTG), где Poro — предварительно рассчитанный по скважинным данным куб пористости, а NTG — куб песчанистости.

Рис.6.12. Другой пример построения куба пористости коллекторов с выходом на граничные значения на зоне глинизации с использованием куба NTG

ранее созданного куба пористости Кп. Проницаемость — наименее точный, определяемый

в скважинах по каротажу параметр, который в наибольшей степени корректируется гидродинамиками при настройке модели на историю разработки.

Т.к. проницаемость имеет не нормальный, как пористость, а логнормальный вид распределения, то целесообразно вначале рассчитывать куб логарифма проницаемости LogКпр (LnКпр), а затем калькулировать куб проницаемости.

Рис.7.1. Примеры расчета куба проницаемости коллекторов

практически не отражающегося на поведении кривой ПС (вверху), и пример

зависимостей Кп - Кпр по керну для различных литотипов (внизу)

В более сложном варианте этой методики используются различные зависимости Кп-LogКпр для разных литотипов, если это видно на керновых данных (рис.7.2).

нефтегазонасыщенности (рис.8.1) для ячеек-коллекторов выше поверхности ВНК (зеркала чистой воды):
1.

Задание одного числа (константы).
2. Горизонтальная интерполяция значений Кн в скважинах.
3. Послойная (стратиграфическая) интерполяция значений Кн в скважинах.
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.8.2).

Кн (Кв) с использованием одной зависимости величины Кв от удаленности

ΔН ячейки от поверхности ВНК — Кв=F(ΔН). (не пригоден для более общего случая пластов неоднородного строения).

6. Моделирование залежей пластов неоднородного строения с гидрофильными коллекторами, в основном расположенных в зоне непредельного насыщения, с использованием зависимостей Кн, г=F(Кп, Δhвнк), то есть модели переходной зоны.

пористости в зависимости от удаленности от зеркала воды (модель переходной

зоны) для пластов ЮС1 1 (а), П и Т (б).

На основе сформированных зависимостей калькулируется куб Кн КГР.

Газонефтяные залежи моделируются с калькулированием первоначально куба водонасыщенности Кв и с учетом наличия остаточной нефти в газовой шапке:
Кг=1-Кв-Кн ост. Величина Кн ост определяется по керну или по данным месторождений-аналогов.

карта средней нефтенасыщенности, то применяется прием корректировки, аналогичный используемому для

куба пористости:

• построение карты отношений Map отн делением карты средней нефтенасыщенности из отчета по подсчету запасов на карту средней нефтенасыщенности, полученную из куба нефтенасыщенности модели,
• умножение куба нефтенасыщенности модели на карту отношений Mapотн,
• возврат значений Кн на скважинах,
• для избежания резких переходов от значений на скважинах («столбов») к кубу — сглаживание вокруг скважин с малым радиусом (100—200 м) и сохранением значений на скважинах.

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,
• сохранение значений на скважинах — либо просто присвоением ячейкам куба вдоль траекторий скважин значений scaleup (BW), либо расчетом куба нефтенасыщенности по скважинам с малым радиусом (50—100 м) и с использованием отредактированного куба нефтенасыщенности в качестве трендового.

газонефтяных месторождений. РД 153-39.0-047-00. Утвержден и введен в действие Приказом

Минтопэнерго России N 67 от 10.03.2000.

Тынчеров К.Т., Горюнова М.В. Практический курс геологического и гидродинамического моделирования процесса добычи углеводородов: учебное пособие / К.Т.Тынчеров, М.В.Горюнова – Октябрьский: издательство Уфимского государственного нефтяного технического университета, 2012, 150 с.

Закревский К.Е. Геологическое 3D моделирование. Изд.: ООО ИПЦ "Маска" Год: 2009, 376 с.