Адаптация трехмерных цифровых геологических моделей

В соответствии с геологическим заданием для промысловых объектов рассматриваемого месторождения в рамках Пересчета запасов, были построены трехмерные промыслово-геологические модели, представляющие собой трехмерные массивы данных, характеризующие структурные, литологические и фильтрационно-емкостные характеристики коллекторов.

Подсчет осуществлялся по трехмерной сеточной модели, построение которой выполнено с использованием пакета программ «Petrel» компании Schlumberger.

В основе трехмерного геологического моделирования лежит построение цифровой модели залежей УВ, т.е. конечным итогом является решение задачи получения модели, наиболее полно отражающей на сегодняшний день представления о принятом геологическом строении резервуаров УВ и количественном сходстве запасов углеводородов c посчитанными интегральным способом [1].

В подсчете запасов дифференциальным способом выполнено построение цифровых геологических моделей по продуктивным пластам. Структурный каркас по модели группы пластов БС11 представляет рис. 1.

Источником исходных данных для построения структурного каркаса являются материалы интерпретации сейсморазведки 3D, 2D и результаты корреляции по пробуренным скважинам.

Построенные таким образом структурные поверхности модели разделяются на пласты. Внутренний объем между пластами делится на ячейки по определенной схеме напластования. Количество слоев по вертикали для моделирования ФЕС выбиралось исходя из анализа общей толщины пласта, выдержанности по мощности, степени расчлененности разреза и степени достоверности интерпретации ГИС при минимальной мощности пласта (прослоя) - последняя соответствует значению 0,4 м.

Рис. 1. Структурный каркас по модели группы пластов БС₁₁

Построение трехмерных цифровых фильтрационных моделей объектов. Гидродинамическое моделирование процесса разработки осуществлялось с помощью сертифицированного программного комплекса Tempest MORE v.6.4, прошедшего тестирование SPE в соответствии с требованием Регламента по моделированию и широко используемого как в России, так и за рубежом.

Гидродинамическая модель фильтрации основана на численных (конечно-разностных) методах решения системы уравнений в частных производных, описывающих трехмерную фильтрацию нефти и воды в пористой среде.

Для определения эффективных параметров ячеек гидродинамической сетки по данным построения геологической модели использовалась процедура UPSCALING для рассматриваемого объекта.

Качество процедуры переноса свойств геологической модели на фильтрационную сетку оценивалось путем сопоставления дифференциальных характеристик: общих, эффективных, нефтенасыщенных толщин, средних параметров по скважинам, гистограммам распределения параметров в ячейках геологической и гидродинамической моделей.

На рис. 2 приведено сопоставление ошибки расчета добычи нефти фильтрационной модели относительно геологической по объекту БС11.

Из представленных графиков, иллюстрирующих относительное отклонение показателей добычи нефти скважин фильтрационной модели, можно видеть, что погрешность расчета не превышает 5%, т.е. процедура «Upscaling» проведена корректно.

Рис. 2. Сопоставление ошибки расчета добычи нефти фильтрационной модели относительно геологической.

Для обоснования функций относительных фазовых проницаемостей в работе были использованы следующие исследования керна:

• •    специальные петрофизические исследования по определению относительных фазовых проницаемо-стей по нефти и пластовой воде, при условиях, приближенных к пластовым;

• •    эксперименты по определению коэффициентов вытеснения нефти водой для образцов с различными коллекторскими свойствами;

• •    стандартные литолого-петрофизические исследования керна для обоснования остаточной водона-сыщенности;

• •    результаты капилляриметрических исследований керна.

При гидродинамическом моделировании экспериментальные фазовые проницаемости использовались в качестве исходных первичных данных, далее корректировка ОФП осуществлялась в соответствии с адаптацией моделей на фактическую историю эксплуатации залежей [2].

Следует отметить, что модифицированные по данным разработки относительные фазовые проницаемости учитывались при прогнозировании извлекаемых запасов нефти неразрабатываемых залежей соответствующих объектов.

Функции относительных фазовых проницаемостей по объекту БС11, принятые в расчете представлены на рис. 3. Кривые МОФП задавались по интервалам абсолютной проницаемости. Для объекта БС11 были сформированы следующие интервалы проницаемости: 0-80 мД (ОФП 1), 80-150 мД (ОФП 2), 150-200 мД (ОФП 3) и выше 200 мД (ОФП 4).

Необходимо отметить, что на рисунках модельные значения связанной нефте- и водонасыщенности отмечены условно, поскольку в каждой ячейке фильтрационной модели связанные нефть и вода варьировались в зависимости от фильтрационно-емкостных свойств, в соответствии с чем значения фазовых про-ницаемостей горизонтально масштабировались.